Gonvarri Solar Steel acelera su expansión en Latinoamérica y define a Argentina como uno de próximos mercados clave en su estrategia regional. Tras lograr más de 30 GW en trackers entregados a nivel global, de los cuales 8 GW corresponden a LATAM, la compañía apunta a su trayectoria para establecer más relaciones sólidas con empresas del mercado.
“El objetivo para 2026 es comenzar a cerrar acuerdos con players dentro del país”, indicó Cristhian Romero, BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel, quien considera que la estructura del mercado argentino, basada en inversión local, se alinea con la visión de largo plazo de la empresa.
La firma tiene en la mira a los EPCs, utilities e inversores más relevantes del país. El objetivo es iniciar vínculos desde etapas tempranas, permitiendo una mayor cercanía con los proyectos en todo momento: “Estamos trabajando en Argentina en poder comenzar a vincularnos a los proyectos desde una etapa inicial, desde la parte de ingeniería y desarrollo, para cuando ya se llegue al tender, que el cliente sepa nuestro valor agregado, además de ofrecer el servicio de postventa el cual es bastante cercano”, remarcó Romero.
El modelo de Gonvarri Solar Steel busca no solo vender productos, sino establecer relaciones de confianza a largo plazo; visión que se ve respaldada por la solidez financiera del grupo Gonvarri Industires, con casi 70 años de trayectoria en la industria del acero y más de 20 en el ámbito fotovoltaico: “Nuestro enfoque va actualmente en generar el contacto con empresas y que nos consideren dentro de esos proyectos como un player que le va a dar las garantías que requieren”, remarcó el especialista.
Ese mismo enfoque de crecimiento le ha permitido consolidarse en mercados como Chile y Perú. En el primero de ellos ya superó el hito de 1 GW de trackers entregados; mientras que en Perú, dónde ya han suministrado grandes proyectos desde 2012, actualmente suministran los seguidores solares para el proyecto fotovoltaico más grande del país, de 480 MW de capacidad.
Ambos casos reflejan un proceso de expansión sostenido desde 2010, cuando la compañía comenzó a operar con trackers en LATAM.
A ese respaldo institucional se suma un servicio de postventa robusto, con personal propio en LATAM: “Esto refuerza la cercanía y retroalimentación con los clientes que demanda el mercado. La propuesta incluye, entre otros puntos clave, monitoreo constante de las instalaciones y la actualización de software de seguimiento”, afirmó el BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel.
Portfolio de soluciones: trackers, estructuras fija, control de seguimiento propio y AgriPV
La compañía opera como una plataforma multi-producto, capaz de atender tanto el segmento utility scale como el sector comercial e industrial. a nivel regional. El portafolio incluye el seguidor solar 1P, TracSmarT+1P, una solución versátil ampliamente distribuida en la región, y el recientemente lanzado
TracSmarT+2P, que ofrece configuraciones de 1 y 2 strings con hasta 41 metros por fila: Este último modelo combina la robustez del diseño “Compact” con mayor flexibilidad para distintos layouts y condiciones de terreno, ofreciendo seguridad estructural, estabilidad operativa y eficiencia energética.
TracSmarT+ System, su control de seguimiento propio con el que ya controlan y monitorizan plantas fotovoltaicas por todo el mundo. Éste clave para seguir avanzando con paso firma hacia un ecosistema todavía más robusto hacia sus clientes.
Además, ambos incorporan el diseño de la línea AgriPV by Solar Steel, alineándose con normativas europeas para proyectos de agricultura avanzada y ganadería. Su ground clearance de hasta 2,1 metros permite integrar cultivos o actividades pecuarias sin comprometer el rendimiento de la planta fotovoltaica.
“El catálogo se completa con estructuras fijas adaptadas tanto a grandes proyectos como al sector C&I, consolidando a Solar Steel como un actor con capacidad técnica y flexibilidad para adaptarse a diversas necesidades”, complementó Romero.
Con su mirada puesta en Argentina, Gonvarri Solar Steel apuesta a escalar su presencia en Latinoamérica a través de una estrategia basada en cercanía, trayectoria y soluciones innovadoras. El 2026 será, sin dudas, un año de definiciones clave para su posicionamiento regional.
Grenergy dio un nuevo paso en el desarrollo de su proyecto insignia en Chile al impulsar la cuarta fase de Oasis de Atacama, una de las iniciativas de energía solar con almacenamiento más ambiciosas de América Latina. La cuarta etapa, denominada Gabriela, incorpora 272 MW de capacidad solar fotovoltaica y 1,1 GWh de almacenamiento en baterías (BESS).
Esta fase representa aproximadamente una décima parte del proyecto completo, que contempla 2 GW de energía solar y 11 GWh de almacenamiento, posicionándose como un referente regional en la integración de tecnologías para la flexibilidad del sistema eléctrico.
Al igual que en las tres primeras fases, el fabricante español Ingeteam suministró los inversores fotovoltaicos, reforzando una alianza tecnológica que también se extenderá a la sexta etapa del proyecto. En tanto, el proveedor chino CATL participará como suministrador de los sistemas de almacenamiento en fases posteriores.
En el plano financiero, Gabriela fue vendida en septiembre pasado al inversor en infraestructura CVC DIF, filial de la gestora de activos CVC, por un monto de hasta US$475 millones. El acuerdo incluye, además, que Grenergy continuará a cargo de los servicios de operación y mantenimiento por un período de cinco años, asegurando continuidad operativa y transferencia de know-how.
Con la energización de esta cuarta fase, Oasis de Atacama entra en su tramo final: solo restan dos etapas para completar el proyecto. Las tres primeras fases, que en conjunto suman 451 MW solares y 2,5 GWh de almacenamiento, ya fueron puestas en marcha el año pasado. El complejo se emplaza en el desierto de Atacama, una de las zonas con mayor radiación solar del mundo, clave para el desarrollo de proyectos renovables a gran escala en Chile.
Oasis de Atacama se ha convertido en el eje central de la estrategia de crecimiento de Grenergy hacia 2027. En paralelo, la compañía avanza con otros desarrollos solares con almacenamiento. Uno de ellos se ubica en la región del Biobío, en la zona centro-sur de Chile, donde ya comenzó la construcción de un proyecto de 340 MW fotovoltaicos y 960 MWh de almacenamiento, cuya entrada en operación comercial está prevista para 2027.
El plan se completa con una iniciativa en Castilla-La Mancha, España, que contempla 200 MW de capacidad solar y 704 MWh de almacenamiento, reforzando la apuesta del grupo por replicar el modelo de plantas híbridas en mercados estratégicos.
Con estos avances, Grenergy busca posicionarse como uno de los actores clave en el despliegue de energía solar gestionable, un segmento cada vez más relevante para acompañar la transición energética y responder a los desafíos de estabilidad y flexibilidad de los sistemas eléctricos.
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia abrió una convocatoria por 104 mil millones de pesos destinada a financiar proyectos energéticos sostenibles en municipios donde se desarrollan actividades extractivas de recursos naturales no renovables. Esta asignación proviene del Sistema General de Regalías (SGR) y busca consolidar una política de transición energética con foco territorial.
Cada proponente podrá presentar un único proyecto, con una asignación máxima de 5000 millones de pesos. Las iniciativas deberán centrarse en generación a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), comercialización de energía renovable, eficiencia energética o ampliación de cobertura eléctrica en zonas con servicio precario o sin acceso.
La convocatoria está restringida a los municipios definidos en la Resolución 40599 de 2025, que incluye más de 250 localidades en 27 departamentos. Entre ellos se encuentran Yondó, Supía, Puerto Gaitán, La Jagua de Ibirico, Santa Rosa del Sur, Cúcuta, Neiva, Uribia, Tarazá, San Vicente de Chucurí y Remedios, entre muchos otros.
La propuesta busca reorientar parte de los recursos generados por la explotación de minerales e hidrocarburos hacia obras de infraestructura energética con impacto directo. Se trata de zonas que, a pesar de ser productoras de recursos, presentan déficits estructurales en calidad del servicio eléctrico o baja penetración de tecnologías limpias.
Esta convocatoria se enmarca en un contexto de fuerte dinamismo regulatorio para el sector. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dio inicio al proceso de convocatoria de una nueva subasta del Cargo por Confiabilidad, que cubrirá el periodo 2029-2030. El objetivo es asegurar capacidad firme suficiente para respaldar la demanda, especialmente con proyectos que incorporen energías renovables despachables.
Además, Colombia se prepara para su primera subasta de largo plazo para energías renovables, prevista para 2026. Esta permitirá contratos bilaterales entre generadores y comercializadores, lo que facilitará la estructuración financiera de proyectos en FNCER.
También se actualizó recientemente una norma estructural del mercado eléctrico, después de más de una década sin cambios. Esta modificación habilita un entorno más adecuado para la participación de la demanda, la generación distribuida y la integración masiva de fuentes intermitentes como la solar o la eólica.
La convocatoria del Ministerio se convierte así en un instrumento clave para cerrar brechas energéticas desde los territorios. Los recursos podrán ser utilizados tanto para sistemas aislados como para conexión a redes existentes, favoreciendo soluciones adaptadas a las condiciones locales.
Los entes habilitados para presentar proyectos son entidades territoriales, empresas públicas, mixtas o comunitarias. El proceso evaluará aspectos técnicos, económicos y sociales, con criterios de impacto, sostenibilidad y viabilidad.
La disponibilidad del fondo y el carácter limitado de la convocatoria —un solo proyecto por municipio— obligan a los proponentes a priorizar iniciativas estratégicas, con capacidad de escalar y replicarse. El uso de recursos de regalías para energías limpias marca una dirección concreta en la ejecución territorial de la transición energética.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió el martes de la semana pasada con exintendentes del Movimiento Popular Neuquino (MPN) y dio los primeros pasos para empezar a trazar la estrategia de reelección para el 2027.
Por ahora, el acercamiento no implica necesariamente una vuelta al partido, sino abrirle los brazos a que los referentes territoriales se integren a su frente, La Neuquinidad, y evitar la dispersión de votos en un escenario que podría complicarse si La Libertad Avanza juega fuerte en algunos de los principales municipios.
El encuentro se realizó en Aluminé, en la zona centro de la provincia, donde el actual jefe de bloque del MPN, Gabriel Álamo, actuó de anfitrión. Hubo unos 45 exintendentes y también estuvieron presentes el jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset, y el exdiputado nacional Osvaldo Llancafilo, quien ahora empezará a trabajar “cerca” del ministro, según se anunció en ese almuerzo.
Figueroa brindó su análisis de las legislativas del 2025, que lo relegaron al segundo lugar por el triunfo del espacio libertario, y de lo que viene para el 2027 y aún el 2031.
Por la reelección
Está claro que el gobernador irá por su reelección y que necesitará “todos los votos que pueda conseguir”, según revelaron fuentes que asistieron a la reunión.
La estrategia apunta a habilitar la competencia en los municipios, pero siempre bajo el paraguas de la candidatura de Figueroa. Es decir, los dirigentes del MPN que quieran disputar su regreso a la intendencia pero que no sean ungidos como candidatos del oficialismo, podrán armar listas colectoras para plegarse a la figura del gobernador.
El objetivo es que la puja por los municipios implique sumar votos y no genere una división del electorado.
Figueroa empezó a diseñar su estrategia de reelección.
Figueroa le ganó en el 2023 por apenas 10.171 votos al candidato del MPN, Marcos Koopmann. Si La Libertad Avanza llegara a generar un armado competitivo el año que viene, contar con el caudal de votos del partido provincial antes hegemónico será clave para el gobierno, en especial en localidades del interior donde se empezó a “llenar de leones”, según advirtieron en la reunión del martes pasado. Sin 2027, no hay 2031, se coincidió.
La ronda de reuniones continuará esta semana con los intendentes propios de La Neuquinidad y los diputados del espacio de Figueroa. En marzo se repetirá el encuentro con los representantes del MPN para empezar a definir nombres para la interna partidaria que se disputará este año.
La interna del MPN
El Movimiento Popular Neuquino debe ir a elecciones este 2026 para renovar su conducción, un engranaje que abarca, en total, 662 cargos en toda la provincia.
El mandato de Omar Gutiérrez como presidente del partido vencerá en septiembre y es casi una certeza que no buscará retener el lugar que ocupa desde el 2018. El exgobernador está alejado de la política y más cerca de Buenos Aires que de Neuquén.
En el caso de Jorge Sapag, quien hoy está formalmente al frente de la Convención partidaria, también es casi seguro de que allanará el camino para que otros tomen la posta. Tras la derrota electoral de 2023, a ambos les reclamaron volver a movilizar el partido y discutir internamente los motivos que lo llevaron a perder la elección a manos de Figueroa, pero no hubo tal autocrítica. “Ahora nadie puede decir nada”, dijo uno de los exintendentes que participó el martes de la reunión con el gobernador.
En ese encuentro, se planteó la conveniencia de “consensuar” una lista de unidad para no ir a una competencia que pueda “matar lo mucho o poco que pueda quedar” del MPN. No quita que algún sector busque participar de la interna, sea para los cargos provinciales o para las seccionales que representan a las ciudades, pero quedará en un lugar marginal.
Figueroa reiteró esta semana que no es su intención volver al partido del que aún es afiliado, pero se especula con que algún dirigente cercano pueda liderar la estrategia. En el almuerzo en Aluminé le consultaron si el candidato para presidir el partido podía llegar a ser José “Pepé” Ousset, su jefe de Gabinete y mano derecha. Hubo un silencio y el gobernador contestó: “No sé, vamos a ver”.
Figueroa define con las empresas petroleras cómo financiar proyectos de infraestructura en Vaca Muerta.
Operativo gestión
Los diputados de La Neuquinidad también reconocen que este año “es netamente electoral”. La Legislatura no retomará su actividad hasta fines de febrero, cuando se realice la sesión preparatoria antes de la apertura de sesiones, el 1 de marzo, pero varios de los referentes de Figueroa pasan el verano entre aniversarios de ciudades, recorridas de obra y reuniones políticas. “Yendo al terreno”, como es la jerga.
El desafío autoimpuesto es visibilizar la inversión de obra pública en la provincia, que es mucha, pero sospechan que no está del todo reconocida. “Tenemos que lograr que se vea, hacer un esfuerzo mayor para mostrar lo que se está haciendo”, reconoció el jefe de Comunidad, Ernesto Novoa.
Neuquén acarrea un gran retraso de infraestructura porque las anteriores administraciones no invirtieron suficiente y porque el desarrollo de Vaca Muerta es también una carrera contra el tiempo: crea necesidades más rápido de lo que la gestión pública puede resolver.
El gobierno de Figueroa tiene en licitación y ejecución más de 600 kilómetros de asfalto nuevo para rutas provinciales y las obras viales se llevarán este año un tercio del billón de pesos que se presupuestó para infraestructura.
Sin embargo, las que deben resolver el cuello de botella que genera la actividad hidrocarburífera entre Neuquén y Añelo son las que avanzan más lento: es probable que hacia fines del mandato, Figueroa pueda contar con la circunvalación de la Ruta 7, pero el bypass de 51 kilómetros que financiarán las empresas petroleras para desviar todo el tránsito pesado hacia los yacimientos, por ahora, está en etapa embrionaria.
Shell Argentina anunció la “puesta en marcha exitosa y sin incidentes” de un nuevo sistema de procesamiento avanzado de hidrocarburos en Bajada de Añelo (Vaca Muerta) con una capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas.
El Early Processing System (EPS) consiste en una planta EPF (Early Processing Facility), sistemas de separación y gathering (acumulación), dos plantas de recuperación de vapor, sistemas de abastecimiento energético, oleoductos y gasoductos de evacuación, wellpads y otra infraestructura.
Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, explicó al respecto que “Este hito es fundamental en nuestros planes de desarrollo de Bajada de Añelo ya que nos permitirá ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.
A través de un innovador sistema de automatización, el diseño de la planta busca optimizar la performance de procesamiento y producción de petróleo y gas, maximizar la eficiencia energética y lograr un máximo cuidado de la seguridad y el ambiente.
Más de 1.500 personas fueron empleadas directa e indirectamente en su construcción y más de 140 contratistas y subcontratistas, mayormente locales, participaron del proyecto, informó la Compañía.
Bajada de Añelo es un bloque de ~200 km2 en la ventana de transición entre el crudo volátil y el gas húmedo, con un amplio potencial de recursos técnicamente recuperables de 300-400 millones de barriles y 2 tcf de gas. Shell Argentina cuenta con 50 % de participación y la operación del bloque, con YPF (50 %) como socia.
Datos relevantes del proyecto:
Capacidad en diseño original de la planta: 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de m3 de gas. Capacidad en diseño ampliado: 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de m3 de gas. La capacidad utilizada hoy es de aproximadamente el 50 % (8.000 barriles y 1.2 Mm3).
Los pozos activos hoy en Bajada de Añelo son 15. Se proyecta perforar 7 en 2026 y otros 4 en 2027.
La construcción de la EPS fué sin incidentes ambientales o a las personas (Goal Zero). La puesta en marcha en Septiembre/Octubre 2025 resultó exitosa, y también sin incidentes a personas o ambiente, con un acelerado ramp-up (subida) de producción al mismo tiempo.
Con su diseño de avanzada busca reducir emisiones (flare reducido, VRU), reducir la exposición a incidentes durante la construcción (por módulos para reducir soldaduras necesarias), también la exposición a incidentes ambientales durante la operación (con un sistema de automatización de pozos para regular automáticamente y de manera remota la seguridad de los pozos). Además, maximizar la eficiencia energética con la reutilización de gas para generar energía eléctrica para abastecer a la planta.
En la estrategia de Shell en Vaca Muerta el desarrollo de Bajada de Añelo complementa las posiciones de la compañía en la ventana de petróleo (Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste) con un primer paso en la transición de petróleo volátil y gas rico.
“Es un hito clave para el desarrollo del área ya que brindará capacidad de procesamiento en el bloque y nos permitirá continuar el de-risking monetizando los recursos de este bloque en la ventana de transición de crudo volátil a gas húmedo, complementaria con nuestros otros desarrollos”, destacó la Compañía.
Shell planea concretar 11 nuevos pozos en Bajada de Añelo.
La empresa Shellinauguró esta semana un nuevo sistema de procesamiento (Early Processing System – EPS) con capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas por día en Bajada de Añelo, un bloque de Vaca Muerta que comparte con YPF en un 50%.
Lejos de los rumores que habían circulado, la compañía ratificó sus planes de desarrollo para continuar sus operaciones en Vaca Muertadonde planea invertir este año unos US$700 millones y anunció la ejecución de siete pozos para 2026 y cuatro en 2027 que le permitirían a la nueva planta operar al 100% de su capacidad.
La petrolera multinacional, que opera cuatro bloques en la Cuenca Neuquina y se ubica como el quinto operador, puso en funcionamiento el nuevo sistema que incluyó la construcción de una planta EPF (Early Processing Facility) que permite hacer la separación de crudo, gases y agua provenientes de 15 pozos de Bajada de Añelo.
Con una superficie de 630.000 metros cuadrados, la EPF se extiende a 27 kilómetros al norte de la localidad de Añelo sobre la Ruta provincial 7 y en un área que la ubica al norte de La Calera y al sur de Bandurria Norte. EconoJournal recorrió las instalaciones que comenzaron a funcionar a fines de diciembre y que actualmente operan a un 50% de su capacidad permitiendo obtener crudo liviano y gas.
Durante la recorrida, Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, enfatizó en que este nuevo EPS es un hito para la compañía que permitirá apuntalar el crecimiento en Bajada de Añelo “ya que podremos ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.
Las instalaciones cuentan con un diseño modular que permite ejecutar futuras ampliaciones y están diseñadas bajo un programa de bajas emisiones que incluye la instalación de una antorcha de flare (quema) que reduce emisiones de carbono al incorporar oxígeno para favorecer una combustión completa. Además, implementó un sistema de Vapor Recovery Unit que recupera vapores de los tanques de petróleo para reincorporarlos a la producción.
Sebastián Regis, Gerente de Operaciones de Shell en Neuquén, agregó que “la parte más crítica de una planta es el arranque. Esta es una planta nueva donde se introduce petróleo a alta presión, donde siempre hay peligros o algún riesgo de tener incidentes y tuvimos un inicio ejemplar que fue reconocido a nivel mundial en Shell como un arranque impecable, sin incidentes”.
La EPS tiene una superficie de 630.000 m2 y se ubica a 27 kilómetros al norte de Añelo.
Shell Argentina y sus planes de crecimiento en Argentina
En conversación con este medio, el presidente de Shell Argentina aseguró que “nuestros planes de inversión continúan. Hicimos esta planta el año pasado y seguimos perforando. Estamos con el foco en seguir creciendo y ojalá el precio del petróleo ayude”.
En este marco, puntualizó que este año el desarrollo estará puesto en La Escalonada y Rincón de la Ceniza (dos áreas que YPF adquirió a TotalEnergies recientemente y donde Shell tiene el 45%) y Bajada de Añelo, donde planean concretar 11 nuevos pozos para 2027. Además de este último bloque, Shell opera en Vaca Muerta Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste.
De esta manera, la compañía ratificó sus intenciones para seguir operando en la Cuenca Neuquina y desmintió versiones de una supuesta revisión de su portfolio que incluía una salida de Argentina. En efecto, el jueves, Wael Sawan, CEO de Shell, y Sinead Gorman, el CFO, dieron por tierra la versión de que sostenía que la petrolera mantenía negociaciones para la venta de sus activos en Vaca Muerta, tal como había informado la agencia Reuters el 22 de enero.
El desafío de sostener la competividad incluso con el crudo a la baja
Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina.
Burmeister también se refirió a los desafíos que presentaría un petróleo a la baja, tal como había anticipado la Administración de Información Energética (EIA), y opinó que “hay una especie de consenso de que hay más oferta que demanda. Por otras razones, el petróleo no ha bajado, pero hay una sensibilidad a hacer las cosas bien para, si cae, seguir manteniendo las operaciones. Ese es el gran desafío que tenemos como industria porque es un factor que no controlamos y que genera un gran impacto en la generación de caja”.
En este sentido, sostuvo que “lo que tenemos bajo nuestro control es la competitividad porque es lo que nos da un ahorro” y afirmó que a nivel industria considera que “estamos por el buen camino aunque a veces se va más lento de lo que debería”.
Por último Burmeister enfatizó en la importancia de discutir este paradigma con todos los actores que participan en la cadena de valor y expresó que «ser más competitivo nos permitirá tener una industria mejor, que genere mayor riqueza y que esa riqueza se vuelque a la Argentina. Venimos de muchos años de ineficiencia y aún estamos lejos de Estados Unidos que es con quien nos comparamos».
EE.UU. lleva comprometidos más de US$ 30.000 millones para proyectos vinculados con los minerales críticos y tierras raras.
El gobierno de los Estados Unidos podría alcanzar una cifra superior a los US$ 100.000 millones entre financiamiento ya comprometido y nuevo para respaldar proyectos en toda la cadena de valor de los minerales críticos dentro del país y en el extranjero.
La clave está en una propuesta bipartidista que ingresó esta semana en el Congreso para incrementar sustancialmente el fondeo del Export-Import Bank (EximBank), la agencia federal que financia exportaciones para pequeñas, medianas y grandes empresas.
Justamente, en el acuerdo comercialentre la Argentina y EE.UU. firmado este jueves, el gobierno estadounidense se comprometió a trabajar con el EximBank y la Corporación Financiera Internacional para el Desarrollo (DFC) para considerar apoyar el financiamiento de inversiones en sectores críticos en Argentina.
Mayor fondeo para el EximBank
En concreto, en lo que va de la administración de Donald Trump fueron comprometidos fondos federales por más de US$ 30.000 millones en forma de cartas de interés, inversiones, préstamos y otros apoyos a lo largo de la cadena de valor de los minerales críticos, en asociación con el sector privado. El grueso de ese apoyo corrió por cuenta del EximBank, que ahora podría recibir una fuerte inyección de capital.
El senador del Partido Republicano, Kevin Cramer, y el senador del Partido Demócrata, Mark Warner, ingresaron el miércoles un proyecto de ley para autorizar un nuevo fondeo para que la agencia federal pueda seguir operando luego del 2026.
El proyecto contempla elevar la capacidad de préstamo del EximBank para los siguientes diez años en unos US$ 70.000 millones adicionales, pasando de un techo actual de US$ 135.000 millones prestables a US$ 205.000 millones.
Minerales críticos: los fondos ya comprometidos
El Departamento de Estado informó que el gobierno estadounidense lleva comprometidos poco más de 38.000 millones de dólares para el sector minero a través del EximBank, el Departamento de Energía, el Departamento de Guerra y la Corporación Internacional Financiera de Desarrollo.
El EximBank lideró con préstamos, cartas de interés y otros instrumentos por US$ 26.177 millones. El anuncio más reciente fue la aprobación de un préstamo por US$ 10.000 millones para fondear el proyecto Vault, una iniciativa que busca constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras para garantizar el suministro a las industrias estadounidenses en caso de disrupciones en el abastecimiento.
La agencia lleva emitidas cartas de interés por unos US$ 14.800 millones. Una carta de interés es un instrumento no vinculante que expresa el interés general del banco en una transacción o proyecto propuesto. Por ejemplo, emitió un instrumento de este tipo por US$ 350 milliones para un proyecto de cobalto y níquel en Australia.
En paralelo, el Departamento de Energía comprometió US$ 7283 millones en respaldo a proyectos del sector privado para fortalecer las cadenas de suministro de minerales críticos y baterías en los EE. UU. La erogación más relevante fue un préstamo de US$ 2300 millones para el proyecto Thacker Pass de Lithium Americas, el principal proyecto de carbonato de litio del país.
Por otro lado, el Departamento de Guerra fue noticia en el último año por ingresar como accionista en empresas vinculadas con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras. Hasta el momento comprometió US$ 2378 millones en adquisiciones de equity, préstamos y otros apoyos.
Finalmente, la Corporación Financiera de Desarrollo lleva comprometidos US$ 1940 millones. Entre los préstamos concedidos destaca uno para un proyecto de extracción de tierras raras livianas y pesadas en Brasil por US$ 565 millones.
EE.UU. avanza en la creación de una zona comercial preferencial
El Canciller Quirno y el Vicesecretario de Estado Christopher Landau suscribieron un acuerdo de minerales críticos.
La disponibilidad de fondos será crucial en los planes de la administración de Donald Trump para conformar una zona comercial preferencial para los minerales críticos junto a países aliados.
El gobierno estadounidense suscribió esta semana con Argentina y otros países una serie de acuerdos en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado de EE.UU. en Washington.
El vicepresidente de los EE.UU., J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio, explicaron que las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales.
Por su parte, la Cancillería argentina informó la firma de un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos que ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».
En tanto, la Embajada de los EE.UU. en la Argentina agregó que «ambos países movilizarán el apoyo de los gobiernos y del sector privado mediante subvenciones, garantías, préstamos e inversiones de capital para impulsar proyectos de minería y procesamiento».
También precisó que implementarán medidas para «establecer mercados de alto estándar con marcos de precios de referencia que protejan frente a políticas no basadas en el mercado y prácticas comerciales desleales».
El 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en instancia de inspección final
La distribuidora de gas Camuzzi informó que se registraron 2.000 solicitudes de conexión a la red de gas naturaldesde el lunes 5 de enero a la fecha, luego de la liberación oficial de factibilidades en todas las localidades abastecidas por el Gasoducto Cordillerano Patagónico. El dato refleja una fuerte demanda contenida en la región cordillerana, tras la normalización del sistema de transporte.
Según precisó Camuzzi, el 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en instancia de inspección final por parte del personal técnico de la empresa, etapa en la que se verifica que las instalaciones internas cumplan con la normativa vigente. En los casos en que la inspección resulte aprobada, los usuarios quedan en condiciones de solicitar la colocación del medidor para comenzar a recibir el suministro.
La importancia del Gasoducto Cordillerano Patagónico
La liberación de factibilidades fue posible a partir del trabajo conjunto entre Camuzzi, los gobiernos provinciales de Chubut, Neuquén y Río Negro, y las autoridades nacionales competentes. Esta articulación institucional permitió retomar y concluir la obra de potenciación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, que había quedado inconclusa y había limitado el acceso al servicio en más de una veintena de localidades de la región, según precisaron desde la empresa.
Desde la compañía destacaron que la finalización de estas obras habilita una nueva etapa para el desarrollo energético y urbano de la zona, al permitir el acceso al gas natural a hogares que hasta el momento no podían conectarse a la red.
Cómo solicitar la conexión al gas natural
A diferencia de otros procesos de solucitud que comienzan por una inscripción en la web, el primer paso para solicitar la conexión al gas natural no se inicia con el pedido de un turno sino de la siguiente manera.
contactar a un instalador matriculado, único habilitado para diseñar y ejecutar la instalación interna, colocar los artefactos y garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad vigentes. En efecto, el listado de instaladores matriculados se encuentra disponible en el sitio web de la distribuidora.
Una vez seleccionado el profesional, el instalador deberá realizar el proyecto y ejecutar la instalación interna de acuerdo con las condiciones técnicas y reglamentarias establecidas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
El instalador matriculado debe solicitar a Camuzzi la inspección final de la instalación. Superada esa instancia, el usuario queda habilitado para solicitar la colocación del medidor y comenzar a utilizar el servicio de gas natural.
El primer mes de 2026 confirmó la hegemonía del sector energético en el mercado de capitales, impulsado por una combinación de precios internacionales al alza y movimientos corporativos estratégicos en Vaca Muerta. Según el último informe de RICSA, las compañías del upstream encabezaron las ganancias, con Vista Energy registrando un salto extraordinario del 24,8% en dólares. Este desempeño se vio potenciado por el anuncio de la adquisición de los activos de Equinor en la cuenca por u$s 712 millones, una maniobra que consolida a la firma liderada por Miguel Galuccio como el operador privado con mayor proyección.
Por su parte, YPF acompañó la tendencia con una suba del 10,3%, reflejando la confianza de los inversores en la capacidad de generación de caja del no convencional en el nuevo escenario macroeconómico.
Efecto Vista: La compra de Equinor redefine el tablero La performance de Vista en enero no es casual. La incorporación de un 25,11% en el bloque Bandurria Sur y un 35% en Bajo del Toro le permite a la compañía no solo aumentar sus reservas, sino optimizar su escala operativa en zonas de alta productividad. El mercado ha premiado esta agresividad comercial, entendiendo que Vista se posiciona para capturar el mayor valor posible del shale oil ante un Brent que se mantuvo firme por encima del 12% de suba mensual.
Este movimiento corporativo marca el pulso de lo que será el 2026: un año de consolidación donde los jugadores más eficientes buscan ampliar su huella en el corazón de Vaca Muerta.
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Contrastes: Upstream récord vs. incertidumbre en distribución Mientras las productoras de crudo celebran un arranque de año histórico, los segmentos de midstream y downstream mostraron un comportamiento dispar. Las distribuidoras de gas, como Metrogas y Camuzzi, registraron caídas de hasta el 7,2% mensual, afectadas por definiciones regulatorias pendientes.
Sin embargo, el dato macro que sostiene el optimismo del sector es la consolidación de las exportaciones, que en 2025 cerraron en u$s 11.086 millones, con el crudo alcanzando su pico de ingresos de los últimos 23 años. Esta robustez exportadora, sumada a la caída del riesgo país, posiciona a la energía como el motor principal de la recuperación económica argentina para el presente ejercicio.
La Visión de Runrún Energético
El informe de enero deja una conclusión clara: la energía ya no es solo una promesa, es la realidad financiera más sólida del país. La movida de Vista al absorber la operación de Equinor es un mensaje de confianza en el modelo de negocios de Vaca Muerta. Desde Runrún creemos que el 2026 será el año de la “calidad sobre cantidad”: el mercado premiará a quienes, como Vista e YPF, logren escala y eficiencia exportadora.
El contraste con las distribuidoras nos recuerda que aún queda pendiente alinear todo el sistema regulatorio para que el boom sea integral, pero el camino del upstream es, hoy por hoy, imparable.
Argentina se encamina a consolidar un hito en su balanza comercial. Según las últimas proyecciones sectoriales, el año 2026 cerrará con un superávit energético récord, impulsado por la madurez operativa de Vaca Muerta y la finalización de obras de infraestructura clave. Tras años de déficit que presionaron las reservas del Banco Central, la reversión de la balanza comercial energética no solo se ha estabilizado, sino que ha alcanzado un volumen de exportaciones que posiciona a los hidrocarburos como el segundo motor de divisas de la economía nacional, solo por detrás del complejo agroindustrial.
Este salto cualitativo responde a una mayor capacidad de transporte de crudo y gas que permite drenar el potencial del shale hacia los mercados internacionales.
La infraestructura como multiplicador de valor: El factor determinante para alcanzar este récord ha sido la puesta en marcha definitiva de las ampliaciones en los sistemas de oleoductos y las plantas de compresión en los gasoductos troncales. Estas obras han permitido que la producción de Vaca Muerta no encuentre cuellos de botella en su camino a las terminales de exportación y a los centros de consumo industrial.
Con una logística aceitada, las operadoras han podido escalar sus planes de perforación y completación, logrando niveles de eficiencia que sitúan al costo de extracción argentino entre los más competitivos del mundo, atrayendo así un flujo constante de capitales para nuevas etapas de desarrollo.
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Impacto en la macroeconomía y solvencia fiscal: Este superávit energético tiene un efecto directo en la estabilidad cambiaria y en la reducción del riesgo país. Al dejar de importar GNL y combustibles líquidos de manera masiva durante los picos de invierno, el Estado nacional ha logrado un ahorro fiscal significativo en concepto de subsidios y salida de dólares. La generación de divisas genuinas por la venta de crudo liviano Medanito al exterior proporciona un colchón de liquidez que permite proyectar un 2027 con mayor solvencia.
Para el sector energético, este escenario de abundancia de divisas es el combustible necesario para financiar los próximos megaproyectos, como las plantas de licuefacción para la exportación de GNL a escala global.
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Llegar a un superávit récord en 2026 no es una casualidad, es la cosecha de lo sembrado en infraestructura durante los últimos tres años. Vaca Muerta ya no es una promesa, es la realidad que sostiene la balanza comercial del país. Desde Runrún celebramos este récord, pero advertimos: el desafío ahora es reinvertir esa renta energética en más ductos y tecnología para que este superávit no sea un techo, sino el nuevo piso de la economía argentina. La energía es hoy el gran estabilizador de nuestra moneda.
En una declaración que trae alivio y previsibilidad al mercado hidrocarburífero, la conducción regional de Shell reafirmó la continuidad de sus operaciones en Argentina, descartando cualquier rumor de desinversión en Vaca Muerta. La compañía, que se consolida como uno de los tres mayores productores de crudo de la cuenca neuquina, subrayó que sus activos en el país son considerados estratégicos dentro de su portafolio global debido a su alta rentabilidad y competitividad técnica.
Con el foco puesto en sus bloques principales, como Sierras Blancas y Cruz de Lorena, la firma anglo-holandesa mantiene firme su hoja de ruta para seguir incrementando los volúmenes de producción y fortalecer su participación en la infraestructura de transporte hacia el mercado exportador.
Eficiencia y resiliencia en el bloque CASO: La ratificación de Shell no es solo institucional, sino operativa. La compañía ha logrado en el área Coirón Amargo Sur Oeste (CASO) niveles de eficiencia en perforación y completación que compiten directamente con los estándares del Permian en Estados Unidos.
Esta madurez técnica permite que sus proyectos sigan siendo rentables incluso ante fluctuaciones en el precio internacional del barril. Al confirmar su permanencia, Shell asegura la continuidad de contratos de largo plazo con empresas de servicios locales y garantiza el flujo de divisas necesario para las próximas etapas de desarrollo masivo en sus áreas concesionadas.
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Apuesta a la infraestructura de evacuación: Parte central de la estrategia reafirmada por Shell es su rol activo en la solución del cuello de botella logístico de la cuenca. La operadora no solo se enfoca en “sacar” petróleo de la roca, sino en asegurar que ese crudo llegue a los puertos. Su participación en los consorcios de oleoductos y la inversión en plantas de tratamiento propias demuestran una visión que trasciende la coyuntura.
Para los analistas, el mensaje de Shell es una señal clara para el resto de los inversores internacionales: Vaca Muerta sigue siendo un destino de clase mundial donde las reglas de juego y el potencial geológico justifican la permanencia de las grandes “supermajors”.
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La desmentida de Shell es la noticia que el sector necesitaba para cerrar cualquier especulación. En una industria que se mueve por señales, que una operadora de este peso ratifique su presencia es un espaldarazo para todo el ecosistema de Vaca Muerta. Shell no solo aporta capital, aporta un estándar de seguridad y tecnología que eleva la vara de toda la cuenca.
Desde Runrún celebramos esta decisión: el crecimiento del país requiere de socios que miren el largo plazo y Shell ha demostrado, una vez más, que su compromiso con el shale argentino es sólido y estratégico.
La exploración de frontera en el Atlántico Sur suma un nuevo capítulo estratégico con el inicio de las operaciones de Chevron en la plataforma marítima de Uruguay. El buque sísmico contratado por la compañía estadounidense ya arribó a la zona para comenzar las tareas de recolección de datos 3D en el bloque OFF-1.
Esta operación, seguida de cerca por los analistas regionales, busca confirmar la presencia de estructuras geológicas similares a las halladas recientemente en las costas de Namibia, debido a que ambas regiones compartieron el mismo proceso de formación antes de la separación de los continentes. El regreso de una “supermajor” como Chevron al mar uruguayo eleva las expectativas de un posible hallazgo de clase mundial en el Cono Sur.
La técnica detrás de la búsqueda: Las tareas de prospección sísmica consisten en el uso de tecnología acústica para mapear el subsuelo marino a miles de metros de profundidad. El buque operará durante los próximos meses en un área específica para generar imágenes de alta resolución que permitan identificar “trampas” de hidrocarburos.
Una vez finalizada la recolección, los datos serán procesados en centros de computación de alto rendimiento para que los geólogos de Chevron y ANCAP determinen la ubicación exacta de un futuro pozo exploratorio. Esta fase es crítica, ya que minimiza el riesgo técnico antes de movilizar una plataforma de perforación, cuyo costo operativo diario es significativamente mayor.
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Impacto en el mapa energético regional: El avance del offshore en Uruguay se da en paralelo con el desarrollo de la Cuenca Argentina Norte (CAN). Para la industria, estos proyectos no son aislados, sino que forman parte de una nueva provincia petrolera atlántica. Un descubrimiento exitoso en aguas uruguayas validaría las tesis geológicas que también sostienen proyectos como el pozo Argerich en Argentina, consolidando un corredor energético que atraería más inversiones en infraestructura portuaria y servicios navales para ambos países.
La presencia de Chevron, operando en asociación con Challenger Energy, demuestra que el interés de las grandes petroleras por el potencial del margen conjugado del Atlántico sigue más vigente que nunca.
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La llegada del buque de Chevron a Uruguay es una señal que debe leerse en clave regional. El offshore es el próximo gran salto de la industria y que las grandes operadoras estén activas en nuestras costas vecinas es una excelente noticia para el ecosistema de proveedores regionales. Desde Runrún creemos que el Atlántico Sur se está convirtiendo rápidamente en el nuevo foco de la exploración global. Si los datos sísmicos acompañan, podríamos estar ante el nacimiento de un nuevo eje energético que complemente la abundancia del onshore en Vaca Muerta.
El vínculo comercial entre Argentina y Estados Unidos ha alcanzado un nuevo nivel de profundidad estratégica durante el último año. Según el balance anual de la Cámara de Comercio de los EE.UU. en Argentina (AmCham), el país del norte se mantuvo como el principal emisor de Inversión Extranjera Directa (IED), con un stock que supera los u$s 26.000 millones.
El sector energético, con Vaca Muerta a la cabeza, y la minería de litio y cobre fueron los grandes imanes de este capital. Este flujo de inversión no solo se traduce en dólares, sino en la transferencia de tecnología de punta y estándares operativos que son los que hoy permiten a la industria local alcanzar niveles de eficiencia récord.
El petróleo crudo: El protagonista de las exportaciones Durante 2025, el intercambio comercial mostró cifras contundentes. Argentina exportó bienes a EE.UU. por un total de u$s 6.100 millones, de los cuales casi el 40% correspondió exclusivamente a petróleo crudo.
Este dato es histórico, ya que consolida al sector energético como el principal puente comercial entre ambas naciones, superando a rubros tradicionales como el aluminio o los productos agroindustriales. El shale oil argentino ha encontrado en las refinerías de la costa del Golfo de México un mercado natural y demandante, lo que garantiza una salida estable para el incremento de producción previsto para este 2026.
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Bienes de capital e insumos: El motor de las importaciones Por el lado de las importaciones, el informe destaca que el grueso de las compras desde EE.UU. consistió en maquinaria pesada, componentes técnicos y bienes de capital destinados a la infraestructura de gas y petróleo. Esto refleja una dinámica de “círculo virtuoso”: Argentina importa la tecnología necesaria para extraer sus recursos y exporta el producto final con mayor valor agregado.
Aunque el balance bilateral sigue siendo deficitario para el país, la brecha se está reduciendo aceleradamente gracias al superávit energético. Para AmCham, la continuidad de reformas estructurales y la seguridad jurídica serán claves para que estas cifras sigan creciendo durante el presente ejercicio.
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Que EE.UU. sea nuestro principal inversor y uno de nuestros mayores clientes energéticos es la mejor garantía de escala para Vaca Muerta. No es solo una cuestión de comercio, es una integración industrial de hecho. Desde Runrún observamos que esta relación es la que provee el “músculo” tecnológico necesario para que nuestros yacimientos compitan de igual a igual con el Permian.
El desafío para el 2026 será diversificar aún más esta oferta exportable, pero el camino trazado por el crudo es la hoja de ruta a seguir.
Phoenix Global Resources (PGR) ha decidido cambiar de marcha en su estrategia para el bloque rionegrino de Vaca Muerta. Tras los resultados excepcionales obtenidos en el pozo récord del área Confluencia Norte, la compañía confirmó la incorporación de un nuevo equipo de perforación de última generación (un equipo Nabors de alta potencia) destinado a intensificar la actividad en la provincia.
Este movimiento marca el paso de una etapa exploratoria a un desarrollo industrial acelerado. La decisión se fundamenta en la productividad de los pozos recientes, cuyos niveles de flujo inicial han sorprendido al mercado por su similitud con las zonas más ricas de la formación en Neuquén, consolidando a Río Negro como un nuevo polo exportador de crudo liviano.
Tecnología de punta para pozos de largo alcance: La llegada del nuevo equipo de perforación permite a Phoenix ejecutar diseños de pozos más complejos, con ramas laterales que superan los 3.500 metros. Esta tecnología de automatización no solo reduce los tiempos de perforación, sino que optimiza los costos operativos por barril, un factor determinante para la rentabilidad en zonas de frontera.
La compañía busca maximizar la eficiencia en sus bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur, donde ya se ha posicionado como el operador dominante. El objetivo es claro: escalar la producción para tener volúmenes consolidados que permitan aprovechar la futura capacidad de transporte del oleoducto Vaca Muerta Sur.
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Río Negro en la liga mayor del shale: El éxito de Phoenix está reescribiendo el mapa geológico de la región. Lo que inicialmente se consideraba una extensión marginal de la formación, hoy se perfila como una zona de alta competitividad. La incorporación de este segundo equipo de perforación en la provincia es una señal de confianza para los inversores y un motor para la economía local de Río Negro, que ve cómo la actividad hidrocarburífera genera una demanda creciente de servicios especializados y empleo técnico.
Con esta inversión, Phoenix no solo refuerza su cartera en Argentina, sino que acelera su meta corporativa de superar los 20.000 barriles diarios de producción total en el corto plazo.
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La apuesta de Phoenix por Río Negro es una de las grandes noticias de este 2026. Ver cómo un operador decide sumar equipos de perforación tras un “pozo récord” confirma que el potencial del lado rionegrino de Vaca Muerta estaba subestimado.
Desde Runrún celebramos esta aceleración: la diversificación geográfica del shale es vital para la seguridad energética del país. Phoenix ha demostrado que con tecnología y visión exploratoria, los límites de la cuenca se pueden seguir empujando hacia el este.
A meses de la salida de YPF de diversas áreas convencionales en Santa Cruz bajo el Plan Andes, el balance operativo de las nuevas concesionarias comienza a mostrar resultados positivos. Empresas con un perfil enfocado en la optimización de yacimientos maduros, como CGC y operadoras independientes menores, han logrado frenar el declive natural de la cuenca mediante una gestión de costos más ágil y la aplicación intensiva de técnicas de recuperación secundaria.
Este cambio de manos ha permitido que áreas que antes eran marginales para la estructura de la petrolera estatal recuperen protagonismo, garantizando no solo la producción de gas y crudo, sino también la estabilidad de los puestos de trabajo y la actividad económica en el flanco norte y la Cuenca Austral.
Eficiencia en la gestión de costos: La clave del éxito en esta transición ha sido la capacidad de las nuevas operadoras para adaptar la infraestructura existente a una escala de producción menor pero más eficiente. A diferencia de las grandes corporaciones, estas empresas operan con estructuras más livianas, lo que les permite invertir en reparaciones de pozos (workovers) y mantenimiento de líneas que antes no eran rentables.
Los primeros reportes indican una mejora en los tiempos de respuesta ante fallas y un incremento en el factor de recuperación de los yacimientos, demostrando que los campos convencionales de Santa Cruz todavía tienen un horizonte productivo considerable si se gestionan con el enfoque técnico adecuado.
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El desafío de la inversión sostenida: A pesar de la estabilización, el desafío para 2026 radica en sostener los niveles de inversión en un contexto de costos logísticos crecientes. Las operadoras están apostando a incentivos provinciales y a una mayor integración con las pymes locales para reducir gastos operativos.
La resiliencia de la producción de gas en la zona sur sigue siendo un pilar fundamental para el abastecimiento regional, y el éxito de estas empresas independientes es seguido de cerca por otras provincias que buscan replicar el modelo de cesión de áreas maduras para revitalizar sus propias cuencas convencionales.
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Lo que está ocurriendo en Santa Cruz es la prueba de que hay vida después de YPF en el convencional. Para Runrún, es vital que estas áreas queden en manos de empresas que tengan el “foco” puesto exclusivamente en ellas. La especialización es la herramienta para extraer hasta la última gota de crudo de nuestra tierra.
Celebramos que la transición se esté dando con orden y resultados, ya que la diversificación de actores en el upstream es lo que le da verdadera robustez al sistema energético nacional.
El Gobierno de Mendoza ha lanzado el programa “Minería en Primera Persona”, una convocatoria estratégica que invita a las empresas operadoras y de servicios mineros a integrarse formalmente en el sistema educativo provincial. La iniciativa, coordinada por la Dirección de Minería, busca que los profesionales del sector compartan su experiencia técnica, normas de seguridad y procesos ambientales directamente en las aulas de las escuelas secundarias y técnicas.
El objetivo es claro: acortar la brecha entre la formación académica y las demandas reales de una industria que se prepara para una fase de expansión sin precedentes en la provincia, impulsada por proyectos de exploración y desarrollo en el departamento de Malargüe y la zona sur.
Preparando el terreno para el empleo joven: El crecimiento de proyectos como Malargüe Distrito Minero Occidental y la reactivación de Potasio Río Colorado demandarán una cantidad creciente de técnicos especializados. Con esta convocatoria, Mendoza busca que los jóvenes mendocinos sean los primeros en la fila al momento de cubrir esos puestos.
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El programa permite que los estudiantes conozcan de cerca cómo funciona una mina moderna, qué tecnologías se utilizan para el cuidado del agua y cuáles son los estándares internacionales de seguridad. Esta transferencia de conocimiento no solo profesionaliza a la futura mano de obra, sino que también brinda una perspectiva realista y científica sobre el impacto positivo de la actividad en el desarrollo regional.
Licencia social y transparencia: Más allá de lo técnico, “Minería en Primera Persona” actúa como una herramienta de transparencia y comunicación con la comunidad. Al abrir el diálogo entre las empresas y las familias a través del sistema escolar, se busca derribar mitos y prejuicios sobre la minería. La participación de expertos en las escuelas permite explicar con datos empíricos los controles ambientales y el compromiso de la industria con la sustentabilidad.
Para el sector corporativo, es una oportunidad de demostrar su compromiso social en Mendoza, consolidando una licencia social basada en el conocimiento y la integración con la identidad productiva de la provincia.
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Invertir en educación es la única forma de garantizar que la renta minera quede en la provincia de manera genuina. De nada sirve tener grandes yacimientos si tenemos que “importar” técnicos de otras regiones. Desde Runrún valoramos esta iniciativa de Mendoza: la minería moderna se defiende con hechos, con ciencia y, sobre todo, abriendo las puertas a las nuevas generaciones. Si queremos una industria robusta, el primer eslabón debe estar en el aula.
El dinamismo operativo de Vaca Muerta continúa traccionando la demanda de talento especializado. Las principales operadoras de la cuenca, YPF, Tecpetrol y Pluspetrol, han lanzado nuevas convocatorias para cubrir posiciones críticas en sus desarrollos de shale. Esta ola de contrataciones responde no solo al incremento de la producción, sino a la necesidad de personal altamente capacitado para operar la nueva infraestructura de plantas y ductos que está entrando en servicio.
Las búsquedas abarcan desde perfiles técnicos de campo hasta programas para jóvenes profesionales, reflejando una apuesta a largo plazo por el desarrollo del capital humano en la región.
Perfiles técnicos y de ingeniería: Los más buscados La demanda actual se concentra en roles de alta especialización técnica. YPF está reforzando sus equipos de mantenimiento y confiabilidad para las plantas de tratamiento de crudo (PTC), mientras que Tecpetrol busca supervisores para sostener el liderazgo productivo en Fortín de Piedra.
Por su parte, Pluspetrol ha puesto el foco en la seguridad operativa (HSE) y en la relación con las comunidades. Los requisitos comunes incluyen experiencia previa en entornos de alta complejidad y, crecientemente, el manejo de herramientas digitales para el monitoreo de pozos en tiempo real, una competencia que se ha vuelto indispensable en el campo.
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Modalidades de trabajo y beneficios: La competencia por el talento en Neuquén está llevando a las operadoras a ofrecer esquemas de trabajo competitivos y beneficios que faciliten la radicación o el traslado. Predominan los sistemas de rotación (rosters) tipo 7×7 o 14×14 para los operarios de campo, mientras que las posiciones administrativas en Neuquén Capital adoptan esquemas híbridos.
Además del salario, las compañías están destacando sus programas de capacitación continua y los planes de carrera, buscando fidelizar a una fuerza laboral que es cada vez más demandada por las empresas de servicios especializados que también orbitan alrededor del shale.
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Que las tres operadoras más grandes muevan el mercado laboral al mismo tiempo es una señal inequívoca de salud industrial. Vaca Muerta ya no solo exporta barriles, está exportando conocimiento y generando un ecosistema de empleo que es el motor de la Patagonia.
Para quienes formamos parte de esta industria, ver que se abren puertas a jóvenes profesionales es la mejor noticia: significa que hay relevo generacional para un proyecto que tiene décadas por delante. El desafío para las empresas ahora no es solo contratar, sino retener en un mercado donde la rotación es el principal enemigo de la eficiencia.
En una operación logística sin precedentes por su destino, se concretó el primer cargamento combinado de crudo proveniente de la Cuenca Neuquina y la Cuenca del Golfo San Jorge con destino a Hawái. El embarque, realizado desde la terminal de Puerto Rosales, consistió en un “blend” técnico que integra el liviano Medanito de Vaca Muerta con el pesado Escalante de Chubut.
Esta operación no solo destaca por la distancia recorrida hacia el Pacífico central, sino por la complementariedad de los crudos argentinos, que logran cumplir con las dietas específicas de refinerías internacionales que buscan optimizar la producción de destilados medios en mercados de alta exigencia.
La logística detrás del Pacífico: La carga se consolidó gracias a la ampliación de la capacidad de almacenamiento y despacho en la zona de Bahía Blanca. La terminal de Oiltanking operó como el nodo central para unificar la producción que llega vía oleoducto desde el shale neuquino y por vía marítima desde las costas chubutenses. Este tipo de cargamentos conjuntos permite a las operadoras locales prorratear costos logísticos y acceder a mercados que, de forma individual, serían difíciles de abastecer con eficiencia.
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Apertura de mercados estratégicos: Aunque Estados Unidos es un mercado habitual para el crudo argentino, el envío a Hawái representa un hito comercial. Las refinerías de la isla suelen abastecerse de crudos del sudeste asiático o de Alaska; que el petróleo nacional sea competitivo en esa zona del Pacífico confirma que la calidad del crudo de exportación de Argentina está ganando terreno global.
Para Chubut, representa un alivio para sus saldos exportables de Escalante, mientras que para Vaca Muerta es un paso más en su consolidación como proveedor energético confiable a nivel mundial.
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Ver el crudo de Vaca Muerta y Chubut navegando juntos hacia Hawái es la síntesis de una Argentina que empieza a pensar sus cuencas de forma integrada. No se trata solo de extraer, sino de saber vender y mezclar para capturar mejores precios en destinos remotos. Esta operación demuestra que, con la infraestructura de transporte adecuada en Puerto Rosales, el límite para nuestras exportaciones ya no es la geografía, sino nuestra capacidad de seguir escalando la producción.
Queda menos de un mes para una nueva edición del Future Energy Summit (FES) Argentina, y ya se han confirmado referentes de alto nivel del ecosistema energético regional. El evento se desarrollará los días 4 y 5 de marzo de 2026 en el Hotel Emperador de la ciudad de Buenos Aires, con una convocatoria que reunirá a las empresas más importantes del sector, funcionarios clave y organismos reguladores, en un momento de fuerte redefinición para el sistema energético nacional.
En esta ocasión, el FES se realizará en un contexto donde el país avanza hacia una apertura del mercado eléctrico, con la reducción del rol central de CAMMESA como único offtaker y un renovado protagonismo del Mercado a Término (MAT), lo que abre oportunidades para el financiamiento y desarrollo de nuevos proyectos a partir de contratos bilaterales.
Entre los speakers ya confirmados se encuentran ejecutivos de compañías globales con operaciones en el país y la región:
Martín Brandi, CEO de PCR;
Marcos Donzino, head of sales South America de JA Solar;
Camille Cruz, director business development de FlexGen;
Miguel Covarrubias, sales director LATAM en Jinko Solar
Oscar Aira, managing director Europe & Latin America en GameChange Solar.
El panel empresarial se completa con Alejandro Garín Odriozola, director de operaciones de Solar DQD; Gisele Battaiotto, wind and solar projects manager LATAM en Fortescue; Luiz Fernando Biagini, head of sales Cono Sur de Sungrow; Gustavo Marín Martínez, branch manager LATAM de APsystems; y Gonzalo Jurado, gerente técnico de TotalEnergies, entre otros.
Mientras que el sector público y organismos provinciales también representatividad durante diversos paneles de debate en los que se analizarán sus distintos roles en el camino de la transición energética, retos y oportunidades de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en el Cono Sur.
Durante dichos paneles estarán presentes figuras del sector como Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA; Gustavo Báez, responsable de energías renovables de CAMMESA; Mauricio Bejarano, viceministro de Energía de Paraguay; Claudio Puértolas, presidente de EPEC Córdoba; María Cecilia Mijich, subsecretaria de energías renovables y eficiencia energética de Santa Fe; y Claudio Damiano, coordinador de Nuevas Tecnologías del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE).
A lo largo de las dos jornadas se desarrollarán paneles estratégicos sobre temas como: las perspectivas para la fotovoltaica y el almacenamiento, nuevos modelos de negocio para grandes energéticas, innovación tecnológica aplicada a proyectos renovables, tendencias en generación, transmisión y distribución. También se debatirá sobre el liderazgo tecnológico necesario para impulsar la construcción y operación de proyectos bajo el nuevo esquema competitivo.
En particular, se espera un balance de los resultados de la licitación AlmaGBA —que adjudicó 713 MW de BESS— y su posible réplica en futuras convocatorias a lo largo del país.
Además el gobierno de Argentina habilitó un modelo para que el sector privado construya las redes de transmisión, con repago garantizado a través de tarifas reguladas una vez que la obra esté operativa. Por lo que habrá alto nivel de debate sobre los nuevos esquemas previstos y cómo impactarán en el desarrollo de las renovables y sistemas BESS en el país.
Además, FES Argentina 2026 volverá a destacarse por sus espacios de networking de alto nivel, incluyendo un exclusivo desayuno VIP, donde empresas, inversores y autoridades podrán avanzar en negociaciones orientadas a la transición energética de la región.
Con la asistencia prevista de cientos de representantes del sector energético, el evento se posiciona como una plataforma clave para analizar el nuevo mapa energético argentino y su integración con el escenario regional.
México registró un avance significativo en su cartera de proyectos renovables durante los últimos dos meses: se tramitaron ambientalmente 2330 MW distribuidos en iniciativas fotovoltaicas y eólicas, según datos de la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental (DGIRA), dependiente de la SEMARNAT.
El 85% del volumen corresponde a proyectos solares, consolidando su posición como la tecnología predominante del periodo. No obstante, el segmento eólico también mostró dinamismo, con propuestas relevantes como el Parque Eólico IGU, promovido por Atlantica Renewable Power México, con capacidad de 100 MW en Juchitán, Oaxaca.
Uno de los protagonistas clave es la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que presentó dos proyectos fotovoltaicos de gran escala en el estado de Coahuila. El primero, Río Escondido, contempla 180 MW de potencia en terrenos anexos a la Central Termoeléctrica José López Portillo, el cual incluirá una subestación, sistema de almacenamiento, líneas de interconexión y una superficie de más de 260 hectáreas con vegetación de matorral espinoso tamaulipeco.
En paralelo, la CFE ingresó el proyecto Carbón II, también en Nava, Coahuila, con una propuesta de 400 MW en corriente alterna. El plan contempla una generación anual de 700 GWh, con una superficie afectada de más de 550 hectáreas de vegetación forestal, entre bosque de encino y matorral espinoso.
Otro desarrollo de gran envergadura es Rincón del Arco, un complejo solar en Mina, Nuevo León, promovido por Complejo Centella S.A. de C.V.. Este proyecto, aún en evaluación, proyecta 720 MW a desplegarse en dos fases con 1.545.990 paneles solares, ocupando casi 2.000 hectáreas y con una línea de transmisión de más de 32 metros de ancho de derecho de vía.
En Yucatán, se destacan tres proyectos: el Parque Solar Kukul de 71 MW en Ticul; el Parque Fotovoltaico Energías Renovables de México Cuatro de 90 MW en Sucilá; y La Sauceda Solar, de 124 MW en Guanajuato. Este último recibió recientemente autorización ambiental.
También avanza el Parque Cuquío, en Jalisco, promovido por Energías Renovables Venta III, con una potencia proyectada de 100 MW y un horizonte de operación de 30 años. En Zacatecas, Rancho Nuevo Solar S.A.P.I. de C.V. impulsa otra central de 80 MW con trámite aprobado.
El estado de Quintana Roo mostró movimiento tanto en solar como en eólica. Por un lado, se encuentra el Parque Solar Laguna OM, en Othón P. Blanco, con una potencia de 100 MW y una infraestructura robusta de subestaciones, caminos, estaciones meteorológicas y áreas de conservación. Por otro lado, el Parque Eólico Vientos del Caribe, desarrollado por Eólica del Rocío S.A. de C.V., proyecta 200 MW con una vida útil de 30 años.
En términos geográficos, Coahuila lidera el ranking de capacidad tramitada, con 580 MW de la mano de la CFE. Le sigue Nuevo León con 720 MW, Yucatán con 161 MW y Quintana Roo con 300 MW combinados en solar y eólico. Otros estados como Guanajuato, Jalisco, Oaxaca y Zacatecas también forman parte de este nuevo impulso renovable.
Además de la capacidad instalada, los proyectos revelan una tendencia clara: la inclusión de infraestructura complementaria como líneas de transmisión, sistemas de almacenamiento y subestaciones elevadoras, lo que permite anticipar que las empresas están apostando por proyectos más integrales y conectados al sistema nacional.
El análisis también muestra que los plazos de operación varían entre 1 año y 35 años, con muchos desarrollos programados para operar entre 25 y 30 años, reflejando planes de largo plazo con inversiones estructuradas.
Este crecimiento en tramitaciones ante SEMARNAT marca una señal positiva para el sector renovable mexicano, en un momento donde la necesidad de diversificación energética y reducción de emisiones es más urgente que nunca. Cabe recordar que, recientemente el Gobierno lanzó una convocatoria para privados en las que se adjudicaron 3.3 GW renovables y 1.2 GW de almacenamiento. El sector se encuentra a la espera de la segunda. Además, CFE anunció un plan para instalar 1500 MW renovables y de storage, entre los que se encuentra la ampliación de Puerto Peñasco.
Si todos estos proyectos se concretan, México podría sumar más de 2.300 MW adicionales de capacidad limpia, apuntalando su matriz con nuevas inversiones y tecnología de vanguardia.
Barbados dio un paso clave en su transición energética con el lanzamiento de una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento a través de sistemas BESS. El proceso recibió el respaldo de organismos multilaterales y despertó alto interés en el sector privado.
Más de 200 personas, en representación de más de 40 empresas, participaron en la conferencia preliminar organizada el pasado 23 de enero por el Gobierno, a través del Ministerio de Energía y Negocios, contando también con el apoyo del ente regulador Fair Trading Commission, de la Utility Barbados Light & Power, el BID, GEAPP, y el Banco Central de Barbados con el otorgamiento de una Garantía de Liquidez diseñada también por RELP.
El país venía de operar bajo un esquema de feed-in tariff sin antecedentes de competencia por precio. Este proceso marca un cambio estructural: por primera vez, se utilizarán mecanismos de adjudicación competitiva en el sector energético de la isla. Para ello, el Parlamento aprobó una nueva ley eléctrica y creó una regulación específica que habilita este tipo de contratación.
RELP (Renewables for all) fue el equipo técnico a cargo del diseño del proceso. La organización, creada en 2020 y financiada con aportes filantrópicos, ya había liderado el diseño del programa RenovAr en Argentina y acompañó recientemente una licitación solar en Jamaica, que alcanzó precios promedio de 60 USD/MWh. El segundo tramo competitivo en Jamaica será lanzado el 19 de marzo a través de un “Expression of Interest” como primer paso del proceso.
En Barbados, RELP elaboró los documentos técnicos, coordinó los estudios de red, definió el marco contractual y acompañó la adaptación regulatoria del país. La experiencia acumulada en la región les permite ahora, en forma conjunta con GEAPP, OOCUR -Organisation of Caribbean Utility Regulators-, CCREEE -Caribbean Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency- y otras entidades relevantes de la región proyectar una licitación conjunta entre varios países caribeños.
El esquema contractual del proceso de BESS en Barbados incluye una Licencia de Almacenamiento, un Acuerdo de Almacenamiento con BLPC, un Acuerdo de Interconexión y una Garantía de Soporte de Liquidez otorgada por el Banco Central, que cubre hasta tres meses de pagos en caso de incumplimiento.
Las ofertas deberán presentarse antes del 6 de marzo a través del portal de compras electrónicas del Gobierno. Según lo previsto, la fecha podría postergarse por el calendario electoral.
Los proyectos deben utilizar baterías de fosfato de hierro y litio (LiFePO4) con eficiencia mínima del 85 %, disponibilidad del 95 % y capacidad de operar en modo isla. También se exigen tiempos de respuesta estrictos ante eventos de red.
Cada propuesta debe estar asociada a un sitio específico, con proyectos de hasta 20 MW de capacidad según las restricciones de capacidad de cada punto de interconexión que fueron publicadas y con un máximo a ser adjudicado de 30 MW por oferente; mientras que los contratos serán por 16 años con opción a extender por cinco más.
Además, se exige la presentación de un Plan de Desmantelamiento en los primeros 12 meses y un fondo asociado dentro de los 18 meses posteriores a la emisión de la licencia, por lo que los oferentes deberán acreditar experiencia en construcción y operación de proyectos similares.
La licitación no solo introduce almacenamiento a gran escala en la isla, sino que establece un nuevo estándar regulatorio y financiero en la región. Con herramientas bancables, respaldo institucional y participación creciente del mercado, Barbados se posiciona como referencia para otros países del Caribe que buscan avanzar en su transición energética.
Desde 2023 RELP trabaja en el Caribe, replicando esquemas competitivos para energías limpias y baterías en países con baja escala de mercado. “Hacemos lo mismo que hicimos para Argentina, pero gratis para los países”, explicaron desde la organización.
La experiencia acumulada en la región les permite ahora, en forma conjunta con GEAPP, OOCUR -Organisation of Caribbean Utility Regulators-, CCREEE -Caribbean Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency- y otras entidades relevantes de la región proyectar una licitación conjunta entre varios países caribeños.
“En vez de seguir implementando individualmente haciendo lo mismo en cada país, comenzamos un proyecto de adquisiciones conjuntas y en paralelo -para los países del Caribe que quieran participar, denominada “Caribbean Aggregation Procurement Programme”, anticipo Ramiro Gómez Barinaga, Director Global de Country Delivery de RELP.
Conexión Energía dio inicio oficial a la construcción de la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre, la primera infraestructura de corriente continua de alta tensión (HVDC) de Chile que conectará la región de Antofagasta con la Metropolitana a través de 1346 km de extensión.
El proyecto, considerado uno de los más ambiciosos en la historia de la transmisión chilena tiene el objetivo de resolver un problema estructural: la falta de capacidad para evacuar generación renovable hacia los centros de consumo.
“Hoy comienza una nueva etapa, más de 3 años de construcción donde la coordinación pública privada seguirá siendo clave para cumplir plazos, estándares y compromisos. La construcción de Kimal – Lo Aguirre no es un desafío menor”, manifestó Sebastián Fernández, gerente general de Conexión Energía, durante el acto de inicio de construcción.
“A diferencia de las líneas tradicionales en corriente alterna, la tecnología HVDC permite transmitir grandes bloques de energía a largas distancias con menores pérdidas eléctricas, mayor estabilidad del sistema, mejor control operacional y un uso más eficiente del territorio”, agregó.
La línea HVDC contará con una tensión de 600.000 voltios, una capacidad de transmisión de 3000 MW, y atravesará 28 comunas a lo largo de 5 comunas, con 2692 estructuras en total. Además, se instalarán dos subestaciones convertidoras en los extremos del trazado: una en Kimal (Antofagasta) y otra en Lo Aguirre (RM), las cuales serán esenciales para la operación del sistema.
“Esta línea no es solo la primera en corriente continua de alta tensión en el país, sino también el proyecto más extenso que se ha construido en Chile, probablemente el más desafiante en su geografía, y uno que nos posiciona a la vanguardia del sector de transmisión eléctrica en Latinoamérica”, sostuvo Fernández.
El proyecto Kimal – Lo Aguirre representa un paso firme hacia la descarbonización. La línea permitirá que la energía renovable generada en el norte llegue con mayor estabilidad al centro del país, acercando la meta de tener una matriz 100% limpia para 2050.
“Con la construcción y puesta en marcha del proyecto, se van a abaratar los costos porque llegará energía más barata desde el norte y que hoy no está disponible en el centro del país”, reconoció el biministro de Energía y Economía de Chile, Álvaro García.
Una historia de largo aliento
La trayectoria de Conexión Energía con este proyecto comenzó en 2022, con la conformación de su primer directorio. Ese mismo año se inició el estudio de impacto ambiental. En abril de 2023, la empresa estructuró un crédito verde de 480 millones de dólares, en el marco de una negociación voluntaria de 491 predios privados.
Ya para octubre de 2024, el proyecto fue ingresado formalmente al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA), y en noviembre de 2025 obtuvo la Resolución de Calificación Ambiental (RCA).
Mientras que entre diciembre de ese año y enero de 2026 comenzaron a llegar los primeros containers con piezas de infraestructura a Puerto Angamos y San Antonio, lo que permitió iniciar la construcción en febrero del presente año.
Con una obra de esta envergadura, que apunta a transformar la infraestructura eléctrica nacional, Kimal – Lo Aguirre se instala como uno de los pilares clave para que Chile logre su transición energética. Y lo hace con tecnología de punta, una mirada integradora y una hoja de ruta que pone al país en línea con las exigencias de un sistema eléctrico moderno, sostenible y resiliente.
Petróleos Mexicanos (Pemex) oficializó su hoja de ruta en energías renovables hacia 2026 con proyectos concretos de generación eléctrica eólica marina, geotermia de alta entalpía e hidrógeno verde. La iniciativa marca un giro estratégico en el perfil de la compañía y busca insertarse en el nuevo mapa energético del país.
Entre los anuncios destacados, la petrolera detalló el uso de plataformas en desuso ubicadas en el Golfo de México para el despliegue de energía eólica offshore. “Tenemos un potencial de más de 2.500 millones de GW anuales en la zona de Campeche, con estudios de prefectibilidad ya concluidos”, precisó el director de la empresa, Víctor Rodríguez Padilla.
El anuncio sobre la incursión en la generación eólica marina cobra especial relevancia considerando el alto potencial del recurso offshore en México, con más de 11.000 km de litoral entre sus costas del Pacífico y el Golfo de México, y velocidades medias de viento superiores a los 7 m/s en aguas someras, de acuerdo con el Consejo Global de Energía Eólica (2024) y la Secretaría de Energía (2023). Estudios recientes proyectan que el país podría superar los 15 GW de capacidad eólica marina instalada, con el Istmo de Tehuantepec como una de las regiones más prometedora.
Además, Pemex desarrollará proyectos de hidrógeno verde producido con energía solar, junto con una línea de trabajo en biocombustibles, entre ellos la producción de bioetanol para mezclas con gasolina. También trabajará con geotermia, aprovechando el calor residual de pozos de alta temperatura para generar electricidad desde fuentes limpias y gestionables.
“Se trata de una visión integral que fortalece la soberanía energética, mejora la eficiencia, aprovecha mejor los activos existentes y contribuye a la sostenibilidad con una reducción gradual de la huella de carbono. No hablamos de proyectos en el aire, sino de iniciativas concretas ya funcionando”, expresó Rodríguez Padilla.
Los desarrollos se articulan con la Secretaría de Energía, el Instituto Mexicano del Petróleo, la UNAM, el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEL) y LitioMX, en el marco de lo que el Ejecutivo define como una “transición energética ordenada, soberana y con justicia social”.
En el caso del hidrógeno verde, Pemex trabaja en conjunto con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para implementar esquemas de blending en turbinas de ciclo combinado, reduciendo así las emisiones de generación eléctrica sin modificar completamente la infraestructura existente.
A esto se suma un contexto dinámico: recientemente se adjudicaron3,3 GW de capacidad renovable y 1,2 GW en almacenamiento en la primera gran convocatoria, y la segunda ronda —que debía lanzarse en enero— aún no se ha concretado, lo que genera expectativa en el sector privado.
En paralelo, la CFE anunció un plan de 29.000 millones de pesos para incorporar más de 1.500 MW de nueva capacidad entre renovables y almacenamiento, fortaleciendo su rol como operador clave en la transición y siguiendo los lineamientos de la planeación vinculante.
En este escenario, el movimiento de Pemex aparece como una señal para el sector: la transformación energética ya no es solo un tema regulatorio o ambiental, sino una variable estructural del sistema energético mexicano, donde el despliegue real de proyectos marcará la diferencia entre liderazgo o rezago.
Con la mirada puesta en la escalabilidad, la fundaciónKara Solarplanea desplegar 100 “peque-peques eléctricos” y 25 estaciones de carga solar en la provincia de Pastaza durante los próximos tres años.
Aunque la visión de largo plazo es aún más ambiciosa: alcanzar 10.000 embarcaciones eléctricas navegando en la Amazonía para 2030, en un modelo de movilidad sustentable pensado desde el territorio.
Dichos barcos son ligeros, diseñados con un motor de 5 kW, equivalente a los clásicos a gasolina de 9 HP.
“Ya fabricamos estos motores pensados para la Amazonía y pronto ingresarán 10 unidades al territorio”, explicó Walter Washikiat, técnico solar de Motores Amazonas, empresa de sociedad anónima, que nace de Kara Solar para diseñar y producir los motores con tecnología avanzada propia adaptada a las condiciones del bosque tropical.
Esta hoja de ruta no parte de cero. Kara Solar ya desarrolló 12 embarcaciones comunitarias impulsadas por energía solar, actualmente en funcionamiento en Ecuador, Perú, Brasil, Surinam y las Islas Salomón. Los barcos, equipados con paneles solares en los techos o estaciones en tierra, transportan un promedio de 15 pasajeros y 1.200 kg de carga.
“Más que una solución energética, es una forma de frenar el avance de las carreteras que destruyen la selva”, manifestó Nantu Canelos, presidente de Kara Solar. El sistema evita el uso de gasolina, reduce el ruido y previene la contaminación de los ríos por lubricantes.
Solo en Ecuador, las embarcaciones recorren en promedio 423 km por mes. Este volumen de operación evita 6.500 galones de gasolina y 52 toneladas de CO₂ al año.
Para Canelos, “esto no es solo un discurso, sino un hecho que muestra que todo es posible en la Amazonía”.
Los equipos producidos por Motores Amazonas son simples, robustos, reparables y están pensados para operar en ambientes con alta humedad, lluvias intensas y difícil acceso.
Además de los barcos, el ecosistema incluye centros solares comunitarios, donde se realiza la recarga de baterías y se suministra energía a escuelas, centros de salud, turismo o monitoreo ambiental.
Para sostener esta expansión, Kara Solar capacitó a más de 50 técnicos indígenas calificados y a cientos de personas con formación básica. Son ellos quienes mantienen en funcionamiento los sistemas solares, embarcaciones y estaciones de carga.
Junto con diseñar motores eléctricos hechos para la selva, Kara Solar también está desarrollando modelos financieros accesibles para la Amazonía. A través del programa Ríos Solares, las comunidades acceden a los equipos mediante esquemas de pago a largo plazo, similares al leasing. Esto permite superar la barrera del capital inicial en territorios donde la liquidez es limitada.
Expansión regional y visión territorial
Kara Solar no se propone replicar su modelo de forma rígida. Al contrario, su expansión se basa en la adaptabilidad cultural y territorial, con participación directa de las comunidades.
“No lo imponemos: cada comunidad decide si quiere implementarlo”, afirmó Canelos.
El prototipo ya ha despertado interés en otros territorios y pueblos indígenas. La experiencia de las comunidades achuar —que participaron activamente en el diseño de los peque-peques eléctricos— se proyecta como una guía para nuevos despliegues en la región.
Canelos remarcó que para que esta expansión sea viable, es necesaria una articulación con el Estado.
“Así como se subsidia el transporte urbano, se deberían financiar sistemas fluviales sostenibles en territorios indígenas”, subrayó.
La movilidad fluvial solar no solo resuelve el transporte. También conecta servicios esenciales, facilita actividades productivas, fortalece la bioeconomía y evita la apertura de carreteras que llevan a la deforestación y ponen en riesgo los objetivos nacionales de biodiversidad y clima.
Más allá de lo técnico, la iniciativa tiene un trasfondo cultural profundo. “Kara significa sueño en nuestro idioma. El nombre viene de una visión ancestral: un pez eléctrico que navegaba nuestros ríos”, recordó el presidente. Hoy, esa visión ancestral toma forma en embarcaciones eléctricas que impulsan una transición energética desde y para la Amazonía.
La computación en la nube representa una de las tendencias tecnológicas más disruptivas para la industria del petróleo y gas, con una proyección de crecimiento global de más del 20% entre 2023 y 2028
La transformación digital del sector energético no solo implica modernizar equipos o mejorar procesos, sino también proteger los datos y sistemas que sostienen toda la operación. En Vaca Muerta, donde la complejidad operativa crece con cada sensor, pozo y ducto conectado a sistemas SCADA y telemetría, la ciberseguridad se ha convertido en un factor crítico para garantizar la continuidad y eficiencia de las operaciones más que nunca.
Según análisis de mercado, la computación en la nube representa una de las tendencias tecnológicas más disruptivas para la industria del petróleo y gas, con una proyección de crecimiento global de más del 20% entre 2023 y 2028. Esto responde a que múltiples organizaciones están trasladando cargas de trabajo que antes estaban en centros de datos locales hacia plataformas distribuidas con mayor resiliencia y capacidades de gestión centralizada.
Adopción de la nube
En Argentina, la adopción de la nube todavía tiene un amplio margen de crecimiento. Solo alrededor del 10% de las cargas de trabajo empresariales se encuentra actualmente en la nube, y de ese conjunto más de la mitad se ejecuta en AWS, el principal proveedor de infraestructura cloud. Este contexto refleja una oportunidad y al mismo tiempo un desafío para las empresas de Oil & Gas que buscan modernizarse manteniendo altos estándares de seguridad y disponibilidad.
Solo alrededor del 10% de las cargas de trabajo empresariales se encuentra actualmente en la nube
El riesgo de ciberataques, especialmente en sistemas críticos como los que controla SCADA, es una realidad creciente. Estudios técnicos han demostrado que las infraestructuras industriales conectadas, como las del petróleo y gas offshore, son cada vez más vulnerables a ataques que pueden tener impactos operativos, ambientales y financieros significativos si no se toman medidas de protección integrales.
La nube permite enfrentar estos riesgos con modelos de seguridad más robustos y centralizados. A diferencia de los sistemas locales, que requerían mantenimiento constante y eran difíciles de proteger de forma homogénea, las plataformas en la nube ofrecen mecanismos como cifrado, control de accesos con políticas dinámicas, auditorías y monitoreo continuo sin depender exclusivamente de personal in situ. Esta capa adicional de protección es fundamental para las operaciones energéticas distribuidas en territorio, donde un problema en una estación o un error de configuración puede generar consecuencias acumulativas que se traducen en miles de dólares de pérdida económica en cuestión de horas.
En este contexto, empresas especializadas en consultoría cloud como Teracloud han desarrollado metodologías específicas para el sector energético. Estas metodologías no se limitan a migrar sistemas, sino que integran desde el diseño de arquitectura segura hasta la implementación de políticas avanzadas de acceso, respaldo y recuperación de datos. La experiencia de Teraclouden industrias críticas permite que las compañías que operan en Vaca Muerta puedan diseñar con seguridad desde el primer día, sin tener que construir capacidades de seguridad desde cero.
Ciberseguridad
El impacto de este enfoque se observa en la menor exposición a amenazas digitales y en una mayor previsibilidad operativa. La nube convierte la ciberseguridad en un proceso contínuo, con herramientas que analizan patrones de uso, detectan comportamientos inusuales y generan alertas automáticas para acciones preventivas. Además, la automatización de políticas de seguridad permite que los equipos técnicos dediquen menos tiempo a tareas manuales y más a iniciativas de valor, como optimización de procesos o integración de inteligencia artificial.
La conversación con distintos expertos en la industria energética señala que la evolución en seguridad digital está directamente relacionada con la madurez de la operación cloud. Las organizaciones que dominan las capacidades de protección en la nube no solo reducen el riesgo de interrupciones, sino que también habilitan una base sobre la cual se pueden construir aplicaciones de analítica avanzada, controles predicativos y automatizaciones que trascienden lo reactivo.
Componente de negocio
Este enfoque integral se ha convertido en una prioridad estratégica. La ciberseguridad se ha desplazado del departamento de IT para convertirse en un componente de negocio, vinculado a métricas de producción, continuidad operativa y cumplimiento normativo. Hoy, proteger los datos y sistemas no es solamente evitar un ataque; es asegurar que la operación energética pueda seguir produciendo, planificando y respondiendo ante contingencias con el menor impacto posible.
Con una aceleración constante de la digitalización, la ciberseguridad en la nube seguirá evolucionando. Para las empresas del sector energético argentino, especialmente aquellas con operaciones en Vaca Muerta, la adopción de prácticas avanzadas de protección digital representa no solo una defensa ante amenazas externas, sino un habilitador para una operación más eficiente y resiliente ante las demandas del mercado global.
Desde Shell aseguraron que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió este miércoles a representantes de Shell Argentina, quienes ratificaron que la compañía continuará en Vaca Muerta y que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina.
Durante la reunión, el presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister, aclaró que las versiones difundidas en los últimos días no responden a la estrategia actual de la empresa. En ese sentido, señaló que la compañía sigue analizando oportunidades de desarrollo dentro del principal yacimiento no convencional del país.
Germán Burmeister, aclaró que las versiones difundidas en los últimos días no responden a la estrategia actual de la empresa
Operación en Vaca Muerta
La aclaración de Shell se dio luego de que trascendieran informaciones atribuidas a agencias internacionales que sugerían una revisión de los activos de la compañía en la Argentina, lo que había generado especulaciones sobre una eventual salida de Vaca Muerta.
Desde la gobernación neuquina, Figueroa destacó la importancia de la continuidad de Shell en la formación en un contexto marcado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos, el incremento de las exportaciones y la consolidación de Neuquén como eje central del desarrollo energético nacional.
Shell participa en distintos proyectos estratégicos en Vaca Muerta, en asociación con otras operadoras, y forma parte del grupo de compañías internacionales que aportan al desarrollo tecnológico y productivo de los recursos no convencionales en la cuenca.
Figueroa destacó la importancia de la continuidad de Shell en la formación en un contexto marcado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos
El acuerdo comercial anunciado entre Estados Unidos e India no es solo una cuestión de aranceles o diplomacia bilateral. En el fondo, toca uno de los nervios más sensibles del sistema energético global: el rol de Rusia como proveedor de petróleo y la forma en que los grandes importadores están empezando a reacomodarse alrededor del conflicto en Ucrania.
Donald Trump y Narendra Modi presentaron el entendimiento como un paquete amplio. Según la Casa Blanca, uno de los puntos clave es el compromiso indio de reducir —o directamente frenar— las compras de crudo ruso, a cambio de menores barreras para las exportaciones indias al mercado estadounidense. El mensaje político es claro, aunque su traducción al mercado real es bastante más compleja.
India no es un actor cualquiera. Es uno de los mayores importadores de petróleo del mundo y, desde 2022, se había convertido en el principal comprador marítimo de crudo ruso. La razón fue simple: descuentos muy agresivos sobre el Urals en un momento en que Moscú necesitaba colocar su producción a casi cualquier precio.
Ese esquema empezó a mostrar grietas. En diciembre de 2025, las importaciones indias de crudo ruso cayeron alrededor de un 22 % frente al mes anterior, hasta unos 1,38 millones de barriles diarios, el nivel más bajo en dos años. En paralelo, el petróleo de la OPEP volvió a ganar peso en la canasta india y alcanzó su mayor participación en casi un año. Rusia siguió siendo el principal proveedor individual, pero la distancia con Irak y Arabia Saudita se achicó de forma evidente.
Ahora bien, nadie en el mercado espera un corte limpio y rápido. Hay contratos firmados, compromisos logísticos y, sobre todo, una cuestión técnica: muchas refinerías indias están diseñadas para procesar crudos pesados y baratos. El petróleo ruso encaja casi a la perfección en ese perfil. Por eso, incluso con presión política, lo más probable es una transición lenta, no una ruptura.
Desde Washington, el acuerdo forma parte de una jugada más grande. Reducir los ingresos petroleros rusos —que siguen siendo una fuente clave de financiamiento— y, al mismo tiempo, ganar espacio para el crudo estadounidense en Asia. Algunas estimaciones apuntan a que Estados Unidos podría llegar a cubrir cerca del 10 % del suministro indio, aunque eso no necesariamente implique reemplazar directamente al Urals. En muchos casos, el ajuste vendría por el lado de crudos ligeros africanos.
El entendimiento también incluye un paquete más amplio de compras energéticas y no energéticas. Más petróleo y combustibles desde Estados Unidos, y la posibilidad de sumar crudo venezolano como parte de la estrategia india de diversificación. No es una apuesta ideológica, sino una lógica de riesgo: no depender demasiado de un solo proveedor en un mundo cada vez más inestable.
Aun así, el vínculo energético entre India y Rusia está lejos de desaparecer. Algunas refinadoras indias mantienen lazos profundos con activos rusos. Nayara Energy, participada por Rosneft, opera prácticamente solo con crudo ruso. Empresas estatales como ONGC, Oil India o Indian Oil Corp siguen teniendo participaciones en proyectos petroleros en Rusia, cuyos dividendos hoy están en gran parte atrapados por las restricciones financieras internacionales.
En ese marco, el acuerdo con Estados Unidos no marca un quiebre inmediato, sino un reacomodamiento. India gana margen de negociación y opciones de suministro, mientras intenta no dinamitar una relación que todavía le resulta conveniente. El resultado final no será una línea recta, sino una serie de movimientos graduales, con avances, retrocesos y bastante pragmatismo de por medio.
El CEO global de Shell,Wael Sawan, desmintió las versiones sobre una posible venta de activos de la Compañía en Vaca Muerta y una salida de Argentina.
La desmentida pública vino a ocurrir pocas horas después de que el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibiera (el miércoles 4), a representantes de Shell Argentina SA, quienes ratificaron que la compañía continuará en Vaca Muerta y que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina.
Durante dicho encuentro, el presidente de Shell Argentina SA, Germán Burmeister remarcó que las versiones difundidas en contrario no responden a la estrategia actual de la compañía, que continúa analizando oportunidades de desarrollo dentro del yacimiento no convencional más importante del país.
La desmentida se produjo luego de que trascendieran informaciones atribuidas a agencias internacionales que sugerían una revisión de los activos de Shell en Argentina.
El gobernador destacó la importancia de la continuidad de Shell en Vaca Muerta, en un contexto de crecimiento de la producción, incremento de exportaciones y consolidación de Neuquén como eje central del desarrollo energético nacional.
Shell participa en distintos proyectos estratégicos en la formación, en asociación con otras operadoras, y forma parte del grupo de compañías internacionales que contribuyen al desarrollo tecnológico y productivo de los no convencionales, destacó el gobierno neuquino.
Shell encaró su participación en Vaca Muerta en 2012, y es uno de los principales operadores de shale oil en dicha formación No Convencional (quinta productora de crudo en Argentina), con foco en bloques de alta productividad como Sierras Blancas, Cruz de Lorena, y Coirón Amargo Suroeste (con 90 % de participación en cada una y 10 % de GyP Neuquén) y Bajada de Añelo (50 por ciento, asociada a YPF).
También está asociada con otras compañías – Total, PAE, YPF, Vista- en otras área No Convencionales (La Escalonada 45 %, Rincón de la Ceniza 45 %, Bandurria Sur 30 % Acambuco 22,5 %) en las cuales no es la operadora.
El CEO global de Shell,Wael Sawan, formuló la desmentida de las versiones durante la conferencia con inversores y analistas posterior a la presentación de resultados del primer trimestre de 2026. Sawan calificó los rumores como “fake news”.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 16/02 al 01/03/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 42 ofertas para abastecer un volumen total de 37,4 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,27 el Millón de BTU en el PIST, y u$s 2,92 el MBTU puesto en el GBA.
Los precios en el PIST variaron desde u$s 1,24 hasta u$s 2,52 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA variaron desde u$s 1,92 hasta u$s 3,41 el MBTU.
Desde Santa Cruz se formularon 6 ofertas por un total de 3,8 MMm3/día. Desde Neuquén las ofertas fueron 16 y el volumen totalizó 18,4 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 10 ofertas y totalizaron un volumen de 9,1 MMm3/día. Desde Chubut las ofertas fueron 4 y el volumen 3,8 MMm3/día. Y desde la Cuenca Noroeste se realizaron 6 ofertas por un volumen total de 2,3 MMm3/día.
Shell se había sumado al proyecto de YPF en diciembre de 2024.
Wael Sawan, CEO de Shell, y Sinead Gorman, el CFO, desmintieron este jueves que la petrolera mantenga negociaciones para la venta de sus activos en Vaca Muerta, tal como se había informado la agencia Reuters el 22 de enero. Lo hicieron en la presentación de resultados trimestrales en la cual Sawan calificó la versión como «fake news».
«Corrijan ese artículo falso que se publicó», lanzó Sawan ante la consulta de los inversores, delegando luego la palabra en Gorman. La directora financiera reforzó la postura oficial: «Yo también leí ese artículo. No creo que hayamos dicho nada sobre ese activo concreto en este momento. De hecho, leí muchas cosas en el periódico sobre otros activos que, al parecer, también estamos vendiendo y de los que yo no tenía conocimiento«.
A pesar de la desmentida y si bien ratificaron la permanencia en Vaca Muerta, los ejecutivos aclararon que la compañía analiza permanentemente oportunidades para invertir su capital de forma sensata. En ese sentido reafirmaron que la cartera de activos siempre está bajo revisión para maximizar el valor de la empresa.
«Analizaremos cada oportunidad para invertir nuestro capital con sensatez y maximizar el valor. Así que no tenemos vacas sagradas«, aseguró Gorman al referise no sólo a las versiones de venta en Vaca Muerta sino también a la continuidad del desarrollo LNG Canadá.
Sin embargo, el respaldo a la operación local se explicitó cuando Sawan comparó el desempeño en la Argentina con sus proyectos estrella en el exterior. «Hemos seguido perfeccionando nuestras fortalezas en áreas como el no convencional. Miren lo que estamos haciendo en Groundbirch (Canadá) y miren lo que estamos haciendo en Vaca Muerta«, destacó el CEO, ubicando al activo neuquino como uno de los valores de la compañía.
La posición en la Argentina
La petrolera cuenta con un portfolio activo en el no convencional con participación mayoritaria en los bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Suroeste como operador, en Bajada de Añelo en sociedad con YPF y una participación menor en Bandurria Sur.
Con 112 años de trayectoria en la Argentina, Shell se consolida como la quinta productora de crudo en el país y la cuarta dentro de los límites de Vaca Muerta, solo superada por YPF, Vista y Chevron. La aclaración de la compañía llega a poco de concretarse otra venta de activos de importancia como los que poseía la noruega Equinor en la formación.
Los rumores sobre la supuesta salida de Shell de Vaca Muerta se multiplicaron a partir de una nota periodística, a pocas semanas de confirmarse que la empresa no participará de manera inmediata del megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que lidera YPF.
Shell y el balance 2025
La conducción de Shell presentó un cierre de ejercicio 2025 caracterizado por el cumplimiento anticipado de metas estratégicas y una profunda reconfiguración de su portafolio. Bajo una premisa de disciplina fiscal, la compañía logró lcanzar ahorros estructurales por u$s5.100 millones, cumpliendo tres años antes de lo previsto con el objetivo fijado para 2028.
Esta solidez financiera permitió a la petrolera sostener su compromiso con los inversores, situándose en el rango superior de su meta de distribución al repartir entre el 40% y el 50% del flujo de caja operativo (CFFO). En este sentido, la empresa proyecta un nuevo programa de recompra de acciones por u$s3.500 millones para el inicio de 2026, respaldado por ganancias ajustadas que alcanzaron los u$s18.500 millones durante el último año.
La estrategia operativa se desplazó hacia la generación de «valor sobre volumen». Shell priorizó márgenes altos, impulsada principalmente por el segmento del Gas Natural Licuado (GNL), cuyas ventas crecieron un 11% gracias a la puesta en marcha de operaciones en LNG Canada.
En paralelo, la firma avanzó en una depuración de su cartera de upstream, completando la desinversión en Nigeria y la venta de activos en Singapur para concentrar sus esfuerzos en proyectos de aguas profundas en la Argentina, Brasil y el Golfo de México.
En materia de sostenibilidad, Shell ajustó su enfoque hacia inversiones con retornos claros, destinando cerca de u$s15.000 millones a soluciones de baja emisión entre 2023 y 2025. Los resultados operativos reflejan una reducción del 18% en las emisiones de alcance 3 y la eliminación total de la quema rutinaria de gas (flaring) en sus exploraciones.
El segmento de chemicals se mantiene como el punto de mayor desafío del balance debido a los bajos márgenes globales, reportando pérdidas que obligarán a una reestructuración profunda en 2026. El objetivo para el próximo año será alcanzar la neutralidad del flujo de caja en esta unidad, incluso bajo condiciones de mercado adversas.
El Canciller Quirno y el Vicesecretario de Estado Christopher Landau suscribieron un acuerdo de minerales críticos.
El gobierno de los Estados Unidos suscribió este miércoles con Argentina y otros países, una serie de acuerdos que apuntan hacia el proyecto de una zona comercial preferencial para minerales críticos, en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado de EE.UU. en Washington.
Entre los compromisos más relevantes figuran un acuerdo tripartito con Japón y la Unión Europea para explorar untratado comercial plurinacional, iniciativa que oficiaría como plataforma para la creación de la zona comercial preferencial, y un Plan de Acción con México.
La Cancillería argentina, por su parte, informó la firma de un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos que ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».
Por su lado, la Embajada de los EE.UU. en la Argentina agregó que «ambos países movilizarán el apoyo de los gobiernos y del sector privado mediante subvenciones, garantías, préstamos e inversiones de capital para impulsar proyectos de minería y procesamiento».
También precisó que implementarán medidas para «establecer mercados de alto estándar con marcos de precios de referencia que protejan frente a políticas no basadas en el mercado y prácticas comerciales desleales».
Argentina y EE.UU. se comprometieron a «identificar conjuntamente proyectos prioritarios y facilitar su financiamiento en un plazo de seis meses, creando una asociación sostenible de largo plazo basada en precios justos de mercado».
El acuerdo suscrito entre el canciller argentino, Pablo Quirno, y el vicesecretario de Estado, Christopher Landau, se monta sobre la base de un memorando de entendimiento (MoU) sobre minerales críticos firmado en agosto de 2024.
Argentina es el quinto productor mundial de litio, uno de los minerales críticos de mayor demanda. En efecto, al menos un 30% de las importaciones de litio en los EE.UU. actualmente provienen de la Argentina.
EE.UU.: qué acuerdos en minerales críticos suscribió
Delegaciones de un total de 54 países y de la Unión Europea asistieron a la Cumbreo que contó con la presencia del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio.
Los funcionarios anunciaron que la intención última de los acuerdos es crear una zona comercial preferencial de minerales críticos. Las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales.
Por el lado del continente americano participaron delegaciones de la Argentina,Bolivia, Brasil, Canadá, la República Dominicana, Ecuador, México, Paraguay y Perú.
Otros países relevantes que estuvieron presentes fueron Japón, Australia, Reino Unido, Francia, Alemania, Italia, Países Bajos, Marruecos, República Democrática del Congo, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Israel, Corea del Sur y Uzbekistán.
El Departamento de Estado notificó la firma de un total de once nuevos marcos bilaterales sobre minerales críticos o MoU con países como la Argentina, las Islas Cook, Ecuador, Guinea, Marruecos, Paraguay, Perú, Filipinas, los Emiratos Árabes Unidos y Uzbekistán.
Acuerdo tripartito con la Unión Europea y Japón
EE.UU. busca crear una cadena internacional de suministro de minerales críticos independiente del control de China.
Sin embargo, el acuerdo más relevante que avanza en la dirección de la creación de la zona comercial preferencial fue suscrito entre la Oficina del Representante Comercial de los EE.UU., la Comisión Europea (el poder ejecutivo de la U.E.) y Japón.
El acuerdo señala el desarrollo de Planes de Acción para la resiliencia de la cadena de suministro de minerales críticos. Los firmantes desarrollarán políticas y mecanismos comerciales coordinados, como precios mínimos ajustados en frontera, que puedan mitigar las vulnerabilidades de la cadena. En ese sentido, EE.UU. y la U.E. se comprometieron en un plazo de no más de 30 días a firmar un MoU destinado a impulsar este objetivo.
El objetivo es poder avanzar hacia un tratado comercial plurilateral, abierto a la incorporación de más países. “A través del desarrollo de estos Planes de Acción, sentaremos las bases para un acuerdo plurilateral vinculante sobre el comercio de minerales críticos con socios afines», dijo el representante comercial de los EE.UU., Jamieson Greer.
En paralelo, Greer anunció que acordó con México un Plan de Acción para avanzar también hacia un comercio preferencial respaldado por precios mínimos y otras medidas. En ese sentido, ambos países se comprometieron a identificar proyectos específicos de minería, procesamiento y producción de minerales críticos de interés mutuo dentro de sus países o en terceros países.
El Departamento de Estado justificó la firma de todos estos acuerdos sobre la base de que el mercado de minerales críticos y tierras raras «está altamente concentrado, lo que lo convierte en una herramienta de coerción política y de disrupción en la cadena de suministro», en clara alusión a China.
Durante décadas, los sectores de agua y energía fueron analizados, regulados y gestionados como mundos separados. Sin embargo, esa frontera hoy se diluye aceleradamente. En el contexto de la transición energética, la presión climática, el aumento de los costos operativos y las crecientes exigencias de sostenibilidad, las empresas de agua están dejando de ser meras consumidoras intensivas de energía para convertirse en productoras, gestoras y, en algunos casos, competidoras directas de las empresas energéticas.
El agua no solo es un recurso crítico para la producción de energía, sino que es una plataforma energética. Y las operadoras de agua —altamente dependientes de la energía para bombear, potabilizar, tratar y distribuir— lo han entendido antes que muchos otros sectores.
Este peso energético explica por qué, desde hace años, las utilities hídricas lideran inversiones en eficiencia energética, digitalización e investigación aplicada, con un objetivo claro: reducir costos, emisiones y dependencia externa. En Argentina se destaca el caso de AySA, que está entre las primeras 5 empresas con mayor consumo energético a nivel nacional y entre las primeras 2 en la Ciudad de Buenos Aires.
El paso siguiente ya está en marcha: producir su propia energía, alcanzar el autoabastecimiento y vender excedentes al sistema, generando nuevas fuentes de ingresos.
Gonzalo Meschengieser, CEO de la Cámara Argentina del Agua.
Las experiencias de Medellín y Europa
Un caso paradigmático es el de Empresas Públicas de Medellín (EPM). Nacida como una empresa de servicios públicos integrados, EPM es hoy uno de los conglomerados más relevantes de América Latina en agua, saneamiento, energía y telecomunicaciones. Si bien su negocio energético tiene un fuerte anclaje en la hidroelectricidad, en los últimos años ha avanzado decididamente en la valorización energética del agua y los residuos asociados al ciclo urbano.
En la planta de tratamiento de aguas residuales Aguas Claras, EPM produce biogás a partir de lodos, utilizado para generación eléctrica y térmica, con proyectos en marcha para escalar hacia hidrógeno verde y otros vectores energéticos. En términos de ingresos consolidados, el negocio energético de EPM ya iguala al del agua potable y saneamiento, ilustrando con claridad cómo una empresa de agua puede transformarse en un actor energético de peso.
En Europa, este modelo se replica con matices. Utilities como Veolia, SUEZ o Aguas de Barcelona (Agbar) operan miles de plantas de tratamiento que funcionan como verdaderas biofactorías, generando electricidad, calor y biometano. En países como Alemania, Dinamarca y Países Bajos, no es excepcional encontrar empresas de agua que producen más energía de la que consumen, inyectando excedentes a la red o firmando contratos de venta de largo plazo.
Las tecnologías que utilizan las empresas de agua
El avance de las empresas de agua sobre el terreno energético se apoya en diversas tecnologías y enfoques:
Biogás y biometano Las plantas de tratamiento de aguas residuales son hoy uno de los principales focos de innovación. La digestión anaeróbica de lodos permite producir biogás que se transforma en electricidad, calor o biometano para inyección en redes de gas o uso vehicular.
Hidropower más allá de las grandes represas Cobra fuerza la hidroelectricidad integrada a infraestructuras existentes: acueductos, plantas potabilizadoras y redes de distribución. Microturbinas instaladas en puntos de presión convierten energía antes desperdiciada en electricidad limpia y predecible.
Hidrógeno verde El hidrógeno vuelve a colocar al agua en el centro del sistema energético. Las empresas de agua aportan calidad, seguridad de suministro y experiencia operativa en proyectos de electrólisis, especialmente en regiones con estrés hídrico donde el agua es un factor limitante.
Energía del mar En zonas costeras, algunas operadoras comienzan a involucrarse en proyectos de energía mareomotriz, undimotriz y de gradiente salino, donde el agua es simultáneamente recurso, medio y vector energético.
Agua y energía nuclear Incluso en el sector nuclear, el agua es crítica para refrigeración, seguridad y eficiencia térmica, y en varios países las empresas de agua participan activamente en su gestión y tratamiento.
Este acercamiento entre agua y energía no es nuevo si se observa la historia. Muchas empresas y cooperativas nacieron para brindar simultáneamente agua, electricidad y otros servicios públicos, especialmente a nivel municipal. En varios casos, también incorporaron comunicaciones y datos, anticipando el concepto actual de infraestructura crítica integrada.
La convergencia agua-energía también se juega en la frontera científica y tecnológica. Algunas líneas de investigación clave incluyen:
Energía azul, basada en el aprovechamiento del gradiente salino entre agua dulce y salada.
Micro-hidropower de ultra baja caída, diseñada para redes urbanas sin alterar el servicio.
Plantas de agua como nodos energéticos inteligentes, capaces de operar de forma flexible según precios eléctricos y demanda.
Integración agua-energía-datos, usando inteligencia artificial para optimizar simultáneamente caudales, consumo y generación.
Nuevos sistemas de almacenamiento energético basados en agua, como centrales hidroeléctricas reversibles de nueva generación.
Hablar hoy de agua sin hablar de energía —y viceversa— es conceptualmente incompleto. Las empresas de agua ya no son actores pasivos del sistema energético: son innovadoras, productoras y, cada vez más, competidoras. Comprender esta transformación es clave para reguladores, inversores y gobiernos. El futuro no será de agua o energía. Será, necesariamente, de agua y energía, integradas, inteligentes y estratégicamente gestionadas.
* CEO de la Cámara Argentina del Agua. Médico Sanitarista MN 117.793.
Argentina fue el quinto productor global de litio en 2024. El país destaca por la extracción de carbonato de litio de salmueras.
Los recursos mineros de la Argentina ubican al país como un productor referente en minerales críticos y potencialmente también en tierras raras. Se trata de minerales como el litio y el cobre que están siendo disputados por las principales potencias económicas del mundo por su rol clave en las industrias tecnológicas y para la transición energética.
La Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) define a los minerales críticoscomo minerales y metales no combustibles que son esenciales para el crecimiento económico, la seguridad nacional y la transición hacia energías limpias, pero que son altamente vulnerables a las interrupciones en la cadena de suministro.
Las potencias económicas como Estados Unidos, China y la Unión Europea pujan por el acceso y control del suministro de estos recursos dada su relevancia industrial.
Minerales críticos y tierras raras: cuáles son y cómo son definidos
Los minerales críticos incluyen metales como el cobre, esencial para la conductividad eléctrica, y el litio, la principal materia prima en las baterías de iones de litio que habilitan la movilidad eléctrica como creciente alternativa a los motores a combustión.
Por otro lado, las tierras raras son un grupo de 17 elementos químicos como el neodimio, el lantano y el disprosio. Son materias primas que destacan por sus capacidades magnéticas, luminiscentes y electroquímicas únicas. Por ejemplo, el neodimio y el disprosio son fundamentales en la fabricación de imanes para motores de vehículos eléctricos y aerogeneradores.
A pesar de su nombre, las tierras raras no son escasas pero se suelen encontrar dispersas en proyectos mineros, por lo que son difíciles de encontrar en concentraciones explotables y de refinar para obtener materia prima industrializable.
Cada país define qué minerales y metales son estratégicos. El Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS), dependiente del Departamento de Interior, actualiza cada cierto tiempo el listado oficial de minerales críticos utilizando métodos para evaluar cómo las interrupciones en el suministro de minerales podrían afectar la economía y la seguridad nacional de EE.UU.
La lista actualizada en 2025 totaliza 60 minerales críticos y tierras raras, con nuevos integrantes como el boro, cobre, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa, renio, silicio, plata y uranio.
¿Qué países lideran el mercado de minerales críticos?
En el mercado del cobre, el liderazgo es indiscutiblemente latinoamericano. Chile se mantiene como el mayor productor mundial, aportando cerca de un tercio del total, seguido por la República Democrática del Congo y Perú.
Por su parte, en litioes Australia quien encabeza la producción global mediante la extracción en roca dura. Otros productores relevantes son Chile y Argentina, que dominan la producción de carbonato de litio a partir de salmueras. Junto a Bolivia conforman el famoso «Triángulo del litio«, un área que concentra el 58% de los recursos mundiales de litio.
El escenario de las tierras raras, por otra parte, está mucho más concentrado y genera mayores tensiones. Chinano solo posee las mayores reservas del mundo, con aproximadamente el 44% del total, sino que ostenta un cuasi-monopolio en la capacidad de refinación, controlando cerca del 85% del procesamiento global de tierras raras.
Otros actores como Australia y Estados Unidos han incrementado su producción de tierras raras, pero todavía dependen de la infraestructura china para las etapas finales de separación y refinamiento.
Minerales críticos y el rol de Argentina
Portfolio de proyectos mineros de litio y cobre en la Argentina.
Argentina destaca por sus cuantiosos recursos metalíferos aún sin explotar y que incluyen especialmente a minerales críticos como el litio y el cobre. En menor medida también posee recursos de uranio. Los recursos son estimaciones a partir de mediciones e inferencias, mientras que las reservas son recursos efectivamente comprobados.
La Secretaría de Minería de la Nación actualizó en 2025 la base oficial de Recursos y Reservas Minerales de Argentina, reportando las siguientes cifras:
-Litio: 197,9 millones de toneladas de recursos y 18,6 millones de toneladas en reservas.
-Cobre: 116 millones de toneladas de recursos y 17,1 millones de toneladas en reservas.
-Uranio: 36.483 toneladas en recursos.
En total a nivel país se computabilizan 310 proyectos de minería metalífera de los cuales 228 están dedicados a los minerales principales: oro, plata, litio y cobre. Dentro de ese universo, 24 se encuentran en producción y 28 están cerca de comenzarla.
En los últimos tiempos, Argentina se perfiló como un actor protagónico en la producción mundial de litio, posicionándose como el quinto mayor productor de litio del mundo en 2024, según un reporte de la Secretaría de Minería. En la próxima década, según distintos organismos especializados, Argentina podría llegar a convertirse en el segundo mayor productor de litio del mundo.
Estas previsiones se fundamentan, entre otras razones, en la existencia de cuantiosos recursos y reservasde litioen el país (20,0% y 13,3% del total mundial respectivamente), un elevado presupuesto de exploración (11,4% del presupuesto global de litio), un conjunto de seis proyectos de litio en operación y 15 en diferentes etapas avanzadas y con costos competitivos en relación a sus competidores (menores a los USD 10.000 por tonelada).
En cobre, que la Argentina prácticamente dejó de producir en 2018 (solo produce un volumen muy marginal) destacan proyectos de gran escala como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol (Vicuña), El Pachón, El Altar en San Juan; Taca Taca en Salta; Mara (Minera Agua Rica – Alumbrera) en Catamarca; y San Jorge en Mendoza.
En un movimiento orientado a despejar cualquier incertidumbre sobre el proceso licitatorio más importante del sector, el presidente del Grupo Techint brindó detalles exhaustivos sobre la posición de la compañía en la provisión de tubos para la expansión del sistema de gasoductos de Vaca Muerta.
La aclaración surge en un momento crítico, donde la celeridad en la ejecución de las obras y la transparencia en los costos son seguidas de cerca tanto por el Gobierno como por el mercado internacional. Techint reafirma que su oferta técnica y económica responde a estándares globales de competitividad, subrayando el rol estratégico de la industria metalmecánica nacional en el autoabastecimiento energético.
Competitividad y estándares internacionales: Desde la conducción de Techint se enfatizó que la cotización presentada para la provisión de cañerías de gran diámetro contempla no solo el costo de los materiales, sino la garantía de entrega en plazos extremadamente ajustados y la calidad técnica requerida para el transporte de gas a alta presión.
La compañía sostiene que el valor de sus productos es plenamente competitivo frente a opciones de importación, con el valor agregado de la logística local y el soporte de ingeniería que solo una planta instalada en el país puede ofrecer para obras de esta magnitud.
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Transparencia en el proceso licitatorio: El grupo busca desactivar cualquier polémica respecto a su posición dominante en el mercado de tubos con costura. La explicación detallada de los costos de los insumos (especialmente el acero internacional) y de la estructura de precios busca llevar claridad a los organismos de control y a las operadoras que financian el proyecto.
Para Techint, la transparencia es fundamental para asegurar que las próximas etapas del plan de transporte de gas avancen sin impugnaciones legales que puedan retrasar la evacuación del shale gas neuquino.
El impacto en la soberanía energética: Más allá de la cuestión comercial, la postura de Techint pone sobre la mesa el debate sobre el contenido nacional en las grandes obras de energía. La empresa argumenta que contar con una cadena de suministro local robusta es la única garantía de cumplimiento ante la volatilidad de los mercados globales.
La finalización de las nuevas etapas del gasoducto depende de una sincronización perfecta entre la producción de acero y la obra civil; en ese esquema, la capacidad industrial de Techint se presenta como el pilar necesario para que Vaca Muerta cumpla su promesa de exportación masiva.
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Cuando Techint habla, el sector escucha. Este análisis no es solo sobre caños, es sobre las reglas de juego del desarrollo argentino. Que el principal actor industrial salga a explicar su posición en la licitación es una señal de madurez y de la importancia que tiene este proyecto para el país.
En un año donde la infraestructura es el gran desafío, la alineación entre los proveedores estratégicos y los objetivos del Estado es lo que determinará si Argentina logra, finalmente, dar el salto exportador que todos esperamos.
El Vicepresidente de Upstream de Pan American Energy (PAE), Ernesto Díaz, lanzó una definición contundente sobre el presente y el futuro del shale argentino: “Vaca Muerta no es para tibios”. En una entrevista que marca el pulso de la industria, el ejecutivo de la mayor petrolera privada del país enfatizó que el desarrollo masivo de los recursos no convencionales exige una determinación férrea, inversiones de capital sostenidas y una visión de largo plazo que no se detenga ante la volatilidad coyuntural.
Para Díaz, Argentina tiene una ventana de oportunidad única que requiere audacia operativa y un compromiso inquebrantable con la eficiencia para competir en los mercados globales.
Inversión y riesgo en el corazón del shale: La frase de Díaz resume la filosofía de PAE en la Cuenca Neuquina; la escala necesaria para que Vaca Muerta sea rentable requiere tomar riesgos que solo las compañías con músculo financiero y técnico pueden afrontar.
El directivo destacó que la empresa mantiene un ritmo de perforación y completación agresivo, enfocado en maximizar la producción de petróleo. Según Díaz, los resultados récord que se observan hoy son fruto de decisiones tomadas años atrás, reafirmando que en el upstream, la tibieza se traduce en pérdida de competitividad.
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Los cuellos de botella infraestructura y equipos: A pesar del optimismo, el ejecutivo no esquivó los desafíos técnicos. Identificó la disponibilidad de sets de fractura y la capacidad de evacuación (ductos) como los límites reales que la industria debe superar de forma coordinada.
Díaz sostuvo que para dar el siguiente salto productivo, no alcanza con la voluntad de una sola empresa, sino que se requiere una sincronización de toda la cadena de valor y políticas que garanticen la estabilidad de las reglas de juego para atraer el financiamiento masivo que proyectos de esta envergadura demandan.
Eficiencia operativa como estándar global: PAE ha logrado perforar pozos con ramas laterales cada vez más extensas y en menores tiempos, un logro que Díaz atribuye a la curva de aprendizaje y a la integración de tecnología de punta.
Para el VP de Upstream, alcanzar estándares globales no es una opción sino una necesidad: si el barril de Vaca Muerta no es competitivo en costo frente al de otras cuencas internacionales, la inversión migrará. Por eso, el mensaje hacia adentro del sector es claro: la profesionalización y la audacia deben ir de la mano.
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La declaración de Ernesto Díaz es una inyección de realismo y adrenalina para el sector. Vaca Muerta ya no es un proyecto de laboratorio; es una industria pesada que requiere jugadores decididos. Cuando un referente de PAE dice que no hay lugar para tibios, le está hablando a toda la cadena de valor, desde los proveedores de servicios hasta los decisores políticos. Es un recordatorio de que, en la carrera por la energía, los que dudan se quedan afuera.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, calificó como “bueno para Neuquén y bueno para la Argentina” el proceso de desinversión de YPF en activos no estratégicos y subsidiarias como Metrogas. Para el mandatario provincial, la decisión de la petrolera de bandera de concentrar todo su capital y capacidad operativa en el desarrollo del shale es la vía más rápida para convertir al país en un exportador de energía de escala global.
El apoyo político del principal estado productor brinda seguridad jurídica a la gestión de Horacio Marín y consolida la alianza entre la empresa y la provincia para acelerar la infraestructura exportadora.
Más inversión en territorio neuquino: Desde la óptica provincial, que YPF se desprenda de negocios de distribución minorista en Buenos Aires significa que habrá más flujo de capital destinado directamente a la perforación y fractura en la cuenca neuquina.
Figueroa enfatizó que el objetivo de Neuquén es alcanzar el millón de barriles diarios de petróleo, y para ello es indispensable que la empresa líder del mercado esté 100% enfocada en el upstream. Este alineamiento garantiza que los recursos se prioricen en los proyectos de mayor rentabilidad y generación de regalías para la provincia.
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La mirada exportadora como prioridad nacional: El gobernador destacó que la estrategia de YPF coincide con el plan provincial de convertir a Vaca Muerta en el motor de las divisas que Argentina necesita. Al simplificar su estructura corporativa, YPF gana agilidad para liderar proyectos de gran escala, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las futuras plantas de GNL.
Para Figueroa, no hay tiempo que perder: la ventana de oportunidad de los hidrocarburos exige una ejecución impecable y una petrolera de bandera que actúe como una verdadera operadora petrolera y no como un conglomerado de servicios públicos diversificado.
Seguridad jurídica para el mercado: El respaldo explícito de Neuquén envía una señal potente a los inversores internacionales y a los posibles compradores de los activos de los que YPF se está desprendiendo. Al mostrar una sintonía total entre la Nación, la empresa y la Provincia, se reduce la percepción de riesgo político.
Figueroa ratificó que Neuquén seguirá siendo el socio estratégico de YPF, facilitando las licencias ambientales y la infraestructura básica necesaria para que el “giro al shale” se traduzca en una mayor actividad económica regional y nacional.
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Que Figueroa diga que es “bueno para Neuquén” es la validación final que necesitaba el plan de Marín. En la industria energética, la política y la técnica nunca van por carriles separados. Al asegurar el flanco político con la provincia dueña del “tesoro”, YPF tiene vía libre para ejecutar su poda de activos sin ruidos institucionales. Ahora, el desafío de Neuquén será que ese derrame de inversión de YPF se convierta efectivamente en obras que la provincia también necesita para sostener el crecimiento de sus ciudades.
En línea con su plan de concentrar esfuerzos y capital en el core business de Vaca Muerta, YPF ha dado el primer paso oficial para desprenderse de su control en Metrogas.
La petrolera de bandera, que posee el 70% de la mayor distribuidora de gas del país, busca con esta desinversión simplificar su estructura y cumplir con las normativas vigentes que limitan la integración vertical entre producción y distribución. El proceso marca un hito en la gestión de Horacio Marín, orientada a maximizar el valor de la compañía en el segmento del upstream y el GNL.
Foco total en Vaca Muerta: La salida de Metrogas no es un hecho aislado, sino una pieza central de la estrategia de desinversión en activos no estratégicos. YPF busca liberar recursos para acelerar los proyectos de infraestructura exportadora, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las plantas de licuefacción.
Para la conducción de la compañía, la distribución minorista de gas en el área metropolitana es un negocio regulado que hoy compite por capital con los proyectos de altísima rentabilidad que ofrece el shale neuquino.
Resolución de un conflicto regulatorio histórico: La propiedad de Metrogas ha sido un punto de fricción legal para YPF durante años. La Ley de Gas prohíbe explícitamente que una empresa productora sea al mismo tiempo controlante de una distribuidora.
Aunque gestiones anteriores habían mantenido esta estructura bajo excepciones judiciales, la actual dirección ha decidido regularizar la situación. Esta venta elimina una contingencia legal y permite que Metrogas sea operada por un actor dedicado exclusivamente al segmento de servicios públicos.
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Interés en el mercado y flujo de caja: A pesar de los desafíos tarifarios, Metrogas sigue siendo un activo codiciado por su enorme base de clientes y su infraestructura crítica en Buenos Aires y el Conurbano. Se espera que el proceso de venta atraiga a grupos locales con experiencia en servicios públicos y a fondos de inversión que apuestan a la normalización definitiva de los cuadros tarifarios en 2026.
La transacción será mirada de cerca por el mercado, ya que definirá quién se queda con la llave del suministro de gas del principal centro de consumo del país.
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El “Chau Metrogas” de YPF es una declaración de principios. La empresa está dejando de ser un conglomerado energético diversificado para convertirse en una máquina de exportación de crudo y gas. Es una jugada lógica: en el mundo del petróleo, el que mucho abarca poco aprieta.
Al soltar la distribución, YPF gana agilidad y coherencia regulatoria. El mercado ahora se pregunta quién será el valiente que tome la posta en un negocio que requiere mucha cintura política y una inversión constante en mantenimiento de red.
El 2026 ha comenzado con una señal de potencia arrolladora para el sector energético argentino. Vaca Muerta cerró el mes de enero con un récord histórico en etapas de fractura, consolidando una aceleración del fracking que supera todas las marcas previas. Este salto en la actividad no solo refleja la madurez técnica de las operadoras, sino que anticipa un año de producción récord tanto en petróleo como en gas.
La optimización de los sets de fractura y la implementación de procesos de “simul-frac” están permitiendo que la cuenca neuquina alcance niveles de eficiencia que la posicionan a la par de los mejores campos no convencionales de Estados Unidos.
Enero marca el pulso del año: Las cifras de enero no son una excepción, sino el resultado de una planificación agresiva de las grandes operadoras para maximizar el uso de la infraestructura existente. Con más de 600.000 barriles diarios de petróleo shale como piso, la industria está aprovechando cada ventana de capacidad en los ductos.
Este nivel de completación de pozos es la respuesta directa a la necesidad de generar saldos exportables inmediatos, aprovechando un contexto de precios internacionales estables y una demanda regional creciente.
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La carrera por la eficiencia operativa: El récord de fracturas se explica también por la mayor disponibilidad y eficiencia de los equipos de servicios especiales. Las empresas han logrado reducir los tiempos de “set-up” entre pozos, permitiendo realizar más etapas por día.
Esta aceleración es fundamental para bajar el costo de desarrollo (breakeven) de los proyectos, haciendo que incluso los yacimientos más complejos sean rentables. El 2026 se perfila como el año donde la tecnología aplicada al fracking permitirá que Vaca Muerta dé el salto definitivo hacia la exportación de escala mundial.
Inversiones bajo el amparo del RIGI: El sector anticipa que este ritmo se mantendrá e incluso se incrementará durante el segundo semestre, impulsado por los grandes proyectos que buscan encuadrarse en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Las operadoras están acelerando sus planes de perforación para asegurar volumen y cumplir con los compromisos de exportación a largo plazo. Este “enero histórico” es, en definitiva, la piedra basal de un año en el que la energía se consolidará como el principal motor de divisas de la economía nacional.
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Los números no mienten: Vaca Muerta está en su mejor momento operativo. Este récord de enero es la mejor noticia para un país que necesita dólares y energía barata para su industria.
Sin embargo, este éxito operativo pone presión sobre la logística y el transporte; no sirve de nada fracturar a niveles récord si los caños no están listos. El desafío de este 2026 será que la infraestructura crezca a la misma velocidad que la capacidad de fractura de nuestros ingenieros.
Uruguay ha vuelto a marcar un récord de precios en la región al superar la barrera de los u$s 2 por litro de nafta Súper. Esta cifra consolida al país vecino como el mercado con los combustibles más costosos de Sudamérica, una situación que genera una brecha cada vez más profunda con sus socios del Mercosur.
Mientras que Argentina y Brasil navegan sus propios procesos de ajuste y paridad internacional, la estructura impositiva uruguaya y su dependencia absoluta de la importación de crudo mantienen los valores en el surtidor en niveles que condicionan la competitividad logística y el costo de vida de la población.
La carga tributaria como factor determinante: A diferencia de otros países de la región que subsidian o tienen esquemas de amortiguación más laxos, el precio en Uruguay está fuertemente influenciado por los impuestos internos y los costos operativos de ANCAP.
A pesar de la implementación del sistema de Precio de Paridad de Importación (PPI), que busca alinear los valores locales con los del mercado global, la rigidez de los costos fijos en la cadena de distribución impide que las bajas internacionales se trasladen con la misma velocidad que las subas. Para el consumidor uruguayo, llenar el tanque se ha convertido en una erogación que duplica, en términos de dólares, a la de varios de sus vecinos.
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Impacto en la logística y el consumo: El valor por encima de los dos dólares por litro tiene un efecto cascada sobre toda la economía uruguaya. El sector transporte es el más afectado, viendo mermada su rentabilidad en los fletes internacionales y nacionales.
Asimismo, esta disparidad de precios incentiva el fenómeno del consumo fronterizo, donde los ciudadanos uruguayos cruzan hacia Argentina o Brasil para abastecerse, generando una fuga de divisas y una caída en las ventas de las estaciones de servicio locales. La sostenibilidad de este modelo de precios altos está bajo constante debate en el ámbito político y empresarial de Montevideo.
Contexto frente a la paridad regional: Este escenario uruguayo sirve como punto de referencia para el resto de la región. En Argentina, el proceso de liberación de precios busca precisamente evitar distorsiones extremas, pero el caso uruguayo demuestra que la paridad total, sumada a una alta carga impositiva, puede llevar los valores a techos difíciles de absorber para las economías domésticas.
Mientras el barril de crudo Brent mantenga su volatilidad, Uruguay seguirá siendo el espejo donde el resto de los países miran las consecuencias de una política de precios de mercado sin amortiguadores locales.
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El caso uruguayo es un recordatorio de que la energía es, ante todo, un factor de competitividad país. Tener la nafta más cara de la región no es solo un dato estadístico; es un lastre para la producción y el turismo. Para los proveedores y empresas del sector que operan en el Cono Sur, entender estas asimetrías es vital para la planificación logística.
Uruguay paga el costo de la transparencia y de la falta de recursos propios, un espejo interesante para una Argentina que, teniendo el recurso en Vaca Muerta, aún discute cuál debe ser el precio justo en el surtidor.
La compañía de servicios Clear Petroleum ha dado un salto cualitativo en su oferta operativa para Vaca Muerta con la incorporación de una unidad de Casing Running Tool (CRT) de última generación. Esta tecnología, diseñada específicamente para las exigencias de los pozos de rama lateral extensa, permite automatizar y acelerar el proceso de entubación de revestimiento (casing).
En un contexto donde las operadoras buscan reducir drásticamente los días de perforación para mejorar el retorno de inversión, la innovación en servicios de pozo se convierte en la llave para sostener el ritmo de actividad en la cuenca neuquina.
Simultaneidad y seguridad operativa: La herramienta CRT permite manipular, enroscar y circular lodo de manera simultánea mientras se baja la tubería al pozo. Esta capacidad es crítica en el shale, donde las formaciones pueden presentar inestabilidades.
Al permitir la rotación de la columna de casing durante la bajada, se minimiza el riesgo de que la tubería se “atrape” antes de llegar a la profundidad objetivo. Además, al automatizar gran parte del proceso, se reduce la exposición del personal en la boca de pozo, elevando los estándares de seguridad en el set de perforación.
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Reducción de tiempos y costos: Para operadoras como YPF, Vista o PAE, cada hora ganada en la etapa de construcción del pozo se traduce en miles de dólares de ahorro. La implementación de estos sistemas de entubación acelerada permite optimizar el uso del equipo de perforación (rig), permitiendo que el equipo se mueva más rápido al siguiente pozo (pad).
Clear Petroleum apuesta a que esta tecnología se convierta en el estándar para los proyectos de desarrollo masivo, donde la escala y la repetición exigen una precisión quirúrgica en cada etapa del proceso.
Consolidación como socio estratégico: Con esta inversión, Clear Petroleum refuerza su posicionamiento en el competitivo mercado de servicios especiales en la Patagonia. La empresa busca acompañar el crecimiento de la producción nacional aportando soluciones que no solo aumentan la productividad, sino que también mejoran la integridad de los pozos a largo plazo.
En una industria que demanda cada vez más tecnología local con estándares globales, la actualización de la flota de herramientas es una señal de compromiso con el desarrollo de Vaca Muerta como hub energético regional.
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La llegada de la tecnología CRT de Clear Petroleum es la respuesta a la “obsesión por la eficiencia” que domina hoy el sector. Ya no alcanza con perforar; hay que hacerlo más rápido y con menos errores. Que las empresas de servicios locales inviertan en equipos de punta es fundamental para que el cuello de botella no se traslade de los caños a los equipos de torre. Como solemos decir en el portal: la riqueza está en el suelo, pero la rentabilidad está en la tecnología aplicada para sacarla.
Transportadora de Gas del Norte (TGN) ha oficializado un cambio de mando en su estructura ejecutiva con la designación de Horacio Pizarro como nuevo Director General. El nombramiento se produce en un punto de inflexión para la compañía, que lidera proyectos críticos para la soberanía energética y la balanza comercial del país, como la Reversión del Gasoducto Norte.
Pizarro, un ejecutivo con amplia trayectoria dentro de la empresa, asume el desafío de consolidar el rol de TGN como el puente logístico indispensable para llevar el gas de Vaca Muerta hacia Brasil, Chile y Bolivia.
Una apuesta por la continuidad técnica: La elección de Pizarro es vista por el mercado como una señal de estabilidad para los inversores. Al ser un hombre de la casa, su gestión garantiza el conocimiento profundo de la complejidad técnica y regulatoria que enfrenta el transporte de gas en la Argentina.
Su llegada a la dirección general busca agilizar la toma de decisiones en un semestre donde las obras de infraestructura y la negociación de nuevos contratos de transporte internacional serán la prioridad absoluta de la transportista controlada por Techint y CGC.
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El desafío de la Reversión del Norte: Bajo la nueva conducción, TGN deberá finalizar y poner en marcha plena las obras de reversión que permitirán sustituir definitivamente el gas boliviano por producción nacional en las provincias del NOA.
Esta obra no solo es estratégica por el ahorro de divisas, sino que es la piedra angular para transformar a la Argentina de importador a exportador neto de gas hacia el mercado industrial brasileño, utilizando la infraestructura existente que hoy queda ociosa por el declive de las cuencas del país vecino.
Nuevo marco tarifario y expansión: Pizarro asume en medio de un proceso de normalización de las tarifas de transporte, factor determinante para que TGN pueda financiar los planes de mantenimiento y expansión necesarios.
Con el objetivo de convertir a la red de TGN en un hub regional, el nuevo Director General tendrá la misión de dialogar con las autoridades energéticas para asegurar que la rentabilidad de la compañía acompañe el crecimiento exponencial de la producción en la cuenca neuquina.
La Visión de Runrún Energético
El ascenso de Horacio Pizarro en TGN no es solo un cambio de nombres; es la ratificación de que la empresa se prepara para un escenario de “gas de exportación”. En un sector donde la experiencia técnica es el activo más escaso, TGN elige a un conocedor de los fierros para pilotear una etapa donde la ingeniería y la diplomacia energética irán de la mano. El éxito de su gestión se medirá en la capacidad de TGN para que el gas de Vaca Muerta llegue a San Pablo antes de que termine la década.
En una jornada marcada por la incertidumbre internacional, el precio del oro ha registrado un alza significativa, consolidándose como el activo de refugio por excelencia. La escalada de tensiones diplomáticas y militares entre Estados Unidos e Irán ha empujado a los inversores a abandonar posiciones de riesgo, buscando la protección de los metales preciosos. Este movimiento no solo impacta en las pizarras de Wall Street, sino que mejora directamente las proyecciones de ingresos de los proyectos mineros de oro en la región.
La geopolítica como motor del precio: El recrudecimiento de las hostilidades en Medio Oriente ha generado un clima de inestabilidad que afecta a los mercados financieros globales. Históricamente, ante la posibilidad de conflictos bélicos o sanciones económicas de gran escala, el capital fluye hacia el oro debido a su valor intrínseco y su independencia de las políticas monetarias de los gobiernos. Según analistas citados por La Nación, la demanda de refugio podría mantenerse firme si las señales de desescalada no aparecen en el corto plazo.
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Impacto en la minería local y regional: Para las empresas mineras con operaciones de metales preciosos en Argentina y la región, este rally alcista representa un alivio en sus flujos de caja. Si bien los costos operativos (insumos y logística) han sentido el impacto de la inflación global, un precio del oro robusto permite sostener los márgenes de rentabilidad y garantiza la continuidad de los planes de exploración en yacimientos de oro y plata, que no están sujetos a la volatilidad que hoy muestran otros minerales industriales.
Incertidumbre y proyecciones para 2026: El mercado de commodities energéticos y mineros sigue de cerca el conflicto, ya que una mayor escalada no solo afectaría al oro, sino también al precio del crudo. Por ahora, el metal precioso es el termómetro del miedo. Los inversores institucionales están reconfigurando sus carteras para enfrentar un semestre que se anticipa volátil, priorizando la liquidez y la seguridad que ofrecen los activos físicos frente a la incertidumbre de las monedas fiduciarias.
La Visión de Runrún Energético
El oro vuelve a demostrar por qué es el “ancla” del sistema financiero en tiempos de crisis. Para el sector energético, este aumento es una señal de alerta sobre la posible volatilidad de otros insumos. Sin embargo, para la minería metalífera, es una oportunidad de oro —literalmente— para acelerar inversiones en proyectos que hoy se vuelven mucho más atractivos por el simple hecho de producir lo que el mundo demanda cuando tiene miedo.
La Autoridad Portuaria Nacional (APN) de Perú ha dado el aval definitivo para una serie de inversiones clave en el Terminal Norte Multipropósito del Callao. El proyecto, que busca modernizar la infraestructura de recepción y despacho, se centra en dos pilares críticos para la economía andina: el manejo de concentrados minerales y la logística de hidrocarburos. Con estas mejoras, el puerto refuerza su posición como el nodo de salida más competitivo del Pacífico frente al crecimiento de otros puertos en la región.
Eficiencia en el despacho de minerales: La nueva etapa de inversión contempla la construcción de silos de almacenamiento de alta capacidad y sistemas de fajas transportadoras automatizadas. Esto permitirá reducir los tiempos de espera de los buques graneleros y minimizar las mermas en el manejo de minerales como oro, plata y polimetálicos. La modernización responde a la creciente demanda de las mineras peruanas que buscan canales de exportación más ágiles y con menores costos operativos.
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Infraestructura para hidrocarburos: En el área de combustibles, se proyecta la mejora de los muelles de descarga y la ampliación de los sistemas de bombeo. El Callao es la principal puerta de entrada para los derivados del petróleo que abastecen al mercado interno peruano, y estas obras garantizan una mayor seguridad operativa y resiliencia ante el incremento del flujo comercial. La optimización del terminal permitirá una mejor integración con las refinerías y los centros de distribución logística.
La competencia con Chancay: La consolidación del Callao ocurre en un momento de transformación logística en Sudamérica, marcada por la entrada en operaciones del megapuerto de Chancay. Lejos de quedar relegado, el Callao apuesta a la especialización y a su conectividad establecida para mantenerse como el terminal de referencia para el sector energético. La inversión privada, respaldada por el Estado, asegura que el puerto siga siendo el motor de salida para la riqueza mineral de la región.
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Lo que ocurre en el Callao es un espejo de la necesidad de inversión portuaria que tenemos en toda Sudamérica. El cuello de botella ya no es solo la extracción, sino cómo mover el producto al mercado global de manera eficiente. Que Perú refuerce su principal puerto con aval estatal es una señal clara: en la guerra por atraer divisas, la logística es tan importante como el recurso bajo tierra.
Rodrigo Santander, Miembro de Adeera Joven. Jefe Legal y Regulatorio en Edesa.
Con el objetivo de encontrar respuestas concretas a desafíos eléctricos actuales como la cogestión de redes, incentivos por bandas horarias, prestaciones básicas energéticas, facturación de potencia para residenciales, generación distribuida, electromovilidad, tarifas diferenciadas por zonas térmicas, entre otros; la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera), impulsó una propuesta para el uso de sandboxes en Argentina, tomando como referencia la experiencia brasileña.
Los sandboxes regulatorios son entornos experimentales controlados donde las distribuidoras de energía pueden ensayar servicios o modelos innovadores bajo autorización y supervisión del organismo regulador. Este esquema permite un apartamiento temporal del marco regulatorio general para implementar soluciones novedosas, bajo reglas previamente acordadas y aprobadas por el ente de control.
Durante el segundo semestre de 2025, la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A. (Edesa), integrante del grupo Desa, trabajó junto al Ente Regulador de los Servicios Públicos de Salta (Enresp) para articular e implementar esta modalidad experimental. Gracias a ese proceso, Salta se convirtió en la primera provincia del país en institucionalizar los sandboxes regulatorios mediante una norma específica. En esta jurisdicción, la herramienta no se limita al ámbito tarifario sino que permite abordar una agenda más amplia vinculada a la transición energética, incluyendo desarrollo de redes, resiliencia del sistema y soluciones energéticas adaptadas a problemáticas locales.
El nacimiento formal de esta figura marca también el inicio de una nueva relación entre distribuidoras, usuarios y reguladores, caracterizada por un enfoque más dinámico, bidireccional y orientado a la participación ciudadana. El modelo habilita una fase experimental previa a la implementación de políticas energéticas, que permite testear soluciones, corregir errores anticipadamente y recoger de forma activa la opinión de los usuarios involucrados.
El proceso de implementación
Dado su carácter innovador, resulta útil repasar brevemente los pasos que dieron origen a este hito. Edesa presentó formalmente la propuesta en la audiencia pública convocada por el Enresp mediante la Resolución 1876/25, del 4 de diciembre de 2025. Allí, la empresa expuso: “Un sandbox regulatorio es un entorno experimental controlado y supervisado por un organismo regulador donde las empresas pueden probar productos, servicios o modelos de negocio innovadores bajo un marco legal temporalmente flexible. Su objetivo es fomentar la innovación al permitir la experimentación de nuevas tecnologías, servicios o soluciones sin las restricciones regulatorias habituales, al tiempo que se garantiza la protección del consumidor y se ayuda al regulador a comprender mejor el impacto de la innovación para adaptar las normas futuras”.
Durante su intervención, Edesa presentó dos casos concretos como posibles proyectos piloto:
La implementación de la Prestación Básica Energética (PBE) en barrios en proceso de integración socio-urbana.
Una propuesta de fortalecimiento de redes con foco en la resiliencia del sistema eléctrico, orientada a mejorar su capacidad de anticipar, resistir, absorber, adaptarse y recuperarse frente a eventos disruptivos.
Finalizada la audiencia y evacuadas las observaciones del público, sin que se registraran objeciones a la herramienta, el Enresp dictó la Resolución 2965/25. En su Artículo 3º se formalizó la incorporación del sandbox al régimen regulatorio provincial, estableciendo su carácter experimental bajo aprobación previa. En el Artículo 4º, además, se identificó como necesidad prioritaria la inversión en redes para barrios en proceso de regularización, habilitando expresamente el uso del sandbox para explorar modelos alternativos aplicables a esa problemática.
Con este paso, Salta abre el camino hacia un marco regulatorio más flexible, participativo y centrado en la construcción conjunta de soluciones energéticas. El futuro de esta herramienta dependerá tanto de los proyectos piloto que se desarrollen localmente como de su adopción en otras provincias.
Será clave el fortalecimiento del rol de asociaciones como Adeera y de la Asociación de Entes Reguladores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adere), que ya vienen trabajando activamente con sus asociados en la difusión de estas prácticas. La consolidación de una agenda federal de sandboxes regulatorios permitirá enfrentar desafíos locales, mejorar el servicio eléctrico y fortalecer el vínculo entre los actores del sistema a través de la innovación regulatoria, compartiendo aprendizajes, prácticas exitosas y soluciones replicables.
* Miembro de Adeera Joven. Jefe Legal y Regulatorio en Edesa.
Comienza la cuenta regresiva para FES Iberia Renewables & Storage: el próximo jueves 12 de febrero, la ciudad de Madrid será sede de la primera parada de la gira 2026 de Future Energy Summit (FES).
Con foco en el almacenamiento como eje estratégico para la transición energética, el encuentro reunirá a referentes del más alto nivel ejecutivo, autoridades gubernamentales y empresas líderes del sector de las energías renovables en un momento determinante para el desarrollo energético de la Península Ibérica.
A sólo una semana del evento, ya se encuentran confirmados más de 40 speakers, entre ellos CEOs de compañías clave, responsables de políticas públicas y representantes de las Comunidades Autónomas, configurando una plataforma única de análisis, intercambio y networking de alto valor.
Entre los principales ejecutivos que encabezarán los paneles se destacan Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de Acciona Energía; Miguel Giné, CEO de Soletrax; Miguel Sánchez Praena, CEO de Altano Energy; y Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun.
Por parte del sector público, se destaca la presencia de Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO).
Justamente, la presencia de dichas referentes y la realización de FES Iberia llega en un momento clave para el sector renovable y de almacenamiento, ya que hay 50 nuevos proyectos ingresados en tramitación ambiental por un total de 2155,8 MW de nueva potencia ERNC y 485,9 MW BESS, según un informe elaborado por Energía Estratégica, disponible de forma gratuita y que incluye datos, proyectos y claves para conocer las oportunidades de negocio en el país.
A ello se debe agregar que esta edición Future Energy Summit también contará con representación activa de gobiernos regionales, incluyendo autoridades de la Junta de Andalucía, la Xunta de Galicia; Castilla y León; y el gobierno de Canarias, quienes aportarán una perspectiva territorial en contexto de transformación del sector renovable.
Asimismo, participarán representantes de empresas como EDP, Galp, GameChange, Chemik Group, SMA Ibérica, Ignis Energía, Yingli Solar, Huawei, Schletter, Sonnedix, Greenyellow, Grupo Elecnor, Tera Batteries, Capture Energy, Zelestra, Verbund Green Power Iberia, Enagás, Templus y Lightsource bp, consolidando una agenda empresarial diversa y altamente especializada.
Estas condiciones hacen que FES Iberia se configure como un espacio estratégico para anticipar tendencias, analizar marcos regulatorios emergentes y explorar alianzas comerciales.
A lo largo del evento se desarrollarán sesiones temáticas que abordarán, entre otras cuestiones, la visión ejecutiva de grandes energéticas, la evolución de la cadena de valor industrial, el futuro del almacenamiento integrado en fotovoltaica, y el papel de los gobiernos regionales en el despliegue territorial de soluciones energéticas sostenibles.
Además de los debates técnicos, FES Iberia se distingue por sus espacios de networking, donde se congregarán cientos de representantes de empresas para promover contratos, intercambios de conocimiento y acuerdos que impulsan la transición energética en España y el resto del sur de Europa.
España avanzó con la tramitación ambiental de 1609,1 MW renovables en el país en solo tres semanas, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica, que revela el movimiento de proyectos entre el 14 de enero y el 3 de febrero de 2026.
Del total de potencia, 464,6 MW corresponden a tecnología eólica, mientras que 1144,5 MW son fotovoltaicos, lo que representa un 71% del volumen gestionado. Mientras que Forestalia, Galp e Iberdrola emergen como los actores más activos del período, en un contexto de aceleración de tramitaciones que responde a la necesidad de los promotores por asegurar permisos ambientales, capacidad de acceso y viabilidad técnica en un contexto de fuerte competencia territorial.
La primera empresa mencionada impulsa más de una docena de desarrollos en distintas fases regulatorias. ERn Huesca, presentó solicitudes para ocho nuevas plantas solares que incluyen Gondul (22,9 MW), Bor (18,27 MW), Olrun (18,27 MW) y Berilio (23,1 MW), las cuales ingresaron al procedimiento ordinario de evaluación ambiental.
Además, obtuvo declaración de impacto ambiental favorable (DIA) para otros proyectos como Glen (88,4 MW), Kara, Buri y Magnética, todos también en la misma provincia. Y en paralelo, gestiona los parques eólicos Sición (48 MW) y Silvano (42 MW) en Zaragoza, ambos con DIA publicada desde mediados de enero.
Iberdrola destaca con la hibridación del parque Cofrentes I en Albacete, incorporando una planta fotovoltaica de 154,7 MW al sistema eólico existente y la autorización del proyecto Capiruza II de 41,8 MW, igualmente ubicado en Castilla-La Mancha. En el mismo sentido, Capital Energy tramitó la planta La Herrada Solar (41 MW) para su integración con un parque eólico de 52 MW, configurando una instalación híbrida de 55 MW de potencia instalada.
En tanto que Galp figura entre las empresas más dinámicas a partir del informe publicado por EnergíaEstratégica, que identificó 50 proyectos ingresados en tramitación ambiental durante los últimos dos meses, especialmente a través de esquemas híbridos.
La información del BOE también confirma el avance de Repsol con los parques El Páramo (92,4 MW) y su ampliación (50,8 MW) en León, con trámites culminados de declaración de impacto ambiental favorable. Asimismo, Solaria, Naturgy y MoriscaWind figuran con proyectos en fases diversas.
Distribución territorial y tecnológica
La distribución territorial de los nuevos megavatios tramitados se concentra principalmente en Aragón, Castilla y León y Castilla-La Mancha. Aragón lidera con una combinación de proyectos solares y eólicos impulsados por Forestalia y EDP Renewables. Castilla y León suma iniciativas como El Páramo y su ampliación, además de desarrollos en Zamora y Valladolid. En Castilla-La Mancha, la actividad se centra en Albacete y Guadalajara, donde Iberdrola, Capital Energy y Cruceta Solar concentran inversiones.
Una de las tendencias más marcadas del relevamiento es la apuesta por la hibridación tecnológica. Iberdrola, Endesa, Capital Energy y EDP Renewables desarrollan plantas que combinan solar con eólica o hidráulica, aprovechando puntos de conexión ya existentes. Estos modelos permiten mejorar el factor de capacidad, reducir la intermitencia y optimizar la infraestructura de evacuación. Entre los proyectos híbridos en tramitación figuran Cofrentes I (154,7 MW), FV Cíjara (55 MW), La Herrada Solar (41 MW) y FV Belchite (13,5 MW), entre otros.
En resumen, el avance de 1.609,1 MW en apenas tres semanas reafirma la dinámica de crecimiento del sector renovable español. Forestalia, Galp e Iberdrola no solo lideran por volumen, sino por capacidad de ejecución y diversificación tecnológica. La tendencia hacia instalaciones híbridas, junto con la focalización territorial en regiones con alta irradiación o recurso eólico, muestra que el mercado se profesionaliza en torno a una nueva fase de competitividad técnica y regulatoria.
Y bajo ese contexto es que el próximo 12 de febrero se llevará adelante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage en la ciudad de Madrid, que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES.
El evento reunirá a cientos de referentes del sector público y privado para abordar cómo avanza la transición energética en la región en un escenario donde se aceleran los marcos regulatorios y se abren nuevas oportunidades de negocio. ¡Entradas disponibles!
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia convocó por cuarta vez un mecanismo de contratación a largo plazo para proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) que se enmarca en los Decretos 1091 de 2025, con respaldo en las leyes 143 de 1994, 1715 de 2014 y 2099 de 2021, y hace parte del conjunto de herramientas que buscan facilitar el cumplimiento de la obligación de abastecimiento con FNCER el 10% de la demanda por parte de los comercializadores.
Este mecanismo no reemplaza las subastas del Cargo por Confiabilidad, sino que busca dar señales de ingreso estable especialmente para tecnologías como solar, eólica y el almacenamiento de energía eléctrica, así como mitigar la exposición a la volatilidad de los precios en la Bolsa de los compradores de energía.
Esta nueva versión presenta novedades en lo relacionado con productos y con la flexibilización de requisitos para los participantes. Además, incluye medidas inéditas en el país, como la posibilidad de incorporar sistemas de almacenamiento y un modelo de sesiones controladas para garantizar cumplimiento.
“La subasta que se está estructurando actualmente recoge las bondades de los mecanismos anteriores, pero incorpora de manera explícita las lecciones aprendidas; por eso, el diseño se encuentra en etapa de comentarios hasta el 3 de febrero, con el objetivo de recoger y analizar las perspectivas del sector antes de su versión definitiva”, señaló Sara Pulgarín, ingeniera con trayectoria en estructuración de contratos de energía.
El mecanismo se organiza en dos horizontes temporales: proyectos que inicien operación comercial hasta el 1 de enero de 2030, los cuales para participar deberán contar con punto de conexión y aquellos que lo hagan hasta el 1 de enero de 2035 a los cuales para participar no se les exigirá punto de conexión y contratarán energía constante durante las 24 horas del día.
Además,se diseñaron productos específicos para proyectos que incorporen almacenamiento de energía, reconociendo que estos recursos tienen un perfil distinto de entrega y aportan mayor valor en ciertas franjas horarias, alineado con lo establecido en la Ley 2099 de 2021, la Resolución MME 40283 de 2022, el proyecto de decreto de 2025 expedido por el MME y el reciente proyecto de Resolución CREG 701 103 de 2025.
Juanita Villanueva, abogada especialista en regulación eléctrica, destacó que el diseño «busca incentivar tecnologías clave para la transición energética, como los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB), sin dejar de lado la necesidad de firmeza en el suministro».
No obstante, advirtió que la incorporación de baterías en este mecanismo, sin que aún se encuentren definidas las reglas de comercialización de los servicios SAEB, ni se encuentren en firme las condiciones de conexión, remuneración e integración en el sistema, genera señales de desarmonización con la regulación existente.
Otro elemento distintivo del mecanismo son las cesiones controladas de obligaciones. A diferencia de procesos anteriores, donde el incumplimiento era inflexible y activaba una serie de acciones regladas en el contrato.
“Esta flexibilización puede poner en jaque a la demanda al no ser garantizada la entrega de la energía contratada en las condiciones pactadas en la adjudicación, que es lo que ha venido ocurriendo con las subastas anteriores”, subrayó Natalia García, CEO de Enermant.
Según explicó, “el Gobierno Nacional transfiere el riesgo de la inversión al inversionista pero es garante de la prestación del servicio, por lo que se requiere la mayor intervención de este en el apoyo para el desarrollo de los proyectos y el fortalecimiento de del seguimiento y control a los inversionistas para que el sistema pueda reaccionar con anticipación”.
Si bien el proceso promueve una mayor estabilidad para los desarrolladores, las tres especialistas coincidieron en que el diseño aún presenta desafíos relevantes.
Para Claudia Ballesteros, abogada con más de 12 años en el sector eléctrico colombiano, una de ellas es la necesidad de coordinación institucional entre el Ministerio, la CREG, la ANLA, la UPME y CNO, para asegurar que los proyectos adjudicados puedan avanzar en trámites clave como puntos de conexión, estudios de red y licencias ambientales.
“Sin el acompañamiento post-adjudicación, existe el riesgo de que el mecanismo repita los problemas de otros procesos. No basta con adjudicar contratos: hay que garantizar que los proyectos se puedan ejecutar”, señaló García.
García también remarcó que el éxito del mecanismo dependerá de la claridad y estabilidad normativa que incentive la participación de los agentes en el mercado: “Si las reglas cambian durante la ejecución, o si no hay certeza sobre el comportamiento del mercado, la banca y los inversionistas se van a retraer. Se necesita confianza, y la confianza se construye con reglas claras y estables”.
El mecanismo de contratación a largo plazo representa un paso relevante en la estrategia de transición energética del país y aporta elementos innovadores en el mercado. Sin embargo, como señalan las especialistas, el instrumento solo será efectivo si se acompaña de gestión institucional, apoyo técnico continuo y estabilidad regulatoria.
El gobierno de RepúblicaDominicana formalizó la transformación de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) en una sociedad anónima estatal a través de la emisión del Decreto 55-26. La medida no se limita a un cambio formal: redefine el rol de la empresa dentro del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), al dotarla de autonomía operativa, capacidad contractual y un objeto social ampliado que incorpora la prestación de servicios auxiliares.
Este último punto es clave. Según el análisis de AABI Group, el nuevo encuadre legal habilita a ETED a implementar sistemas de almacenamiento energético tipo stand-alone BESS, es decir, baterías conectadas directamente a la red de transmisión y operadas de manera independiente de plantas generadoras.
“El marco jurídico ya permite que ETED incorpore BESS sin reformar leyes. Las baterías pueden actuar como servicio público auxiliar bajo su gestión directa”, evaluó la consultora especializada.
Es decir que estas soluciones no solo son compatibles con el marco legal vigente, sino que además resuelven limitaciones operativas y aumentan la eficiencia del sistema.
La firma destaca que “la incorporación de sistemas de almacenamiento como activos de transmisión resuelve limitaciones técnicas del sistema”.
Estos sistemas permiten almacenar energía en horas de baja demanda y liberarla durante picos de consumo, además de ofrecer soporte ante contingencias, variabilidad renovable o caídas de frecuencia.
La discusión cobra aún más relevancia a partir de la publicación de la resolución SIE-017-2026-MEM, por parte de la Superintendencia de Electricidad. Esta normativa establece una “metodología para el estudio de evaluación de la capacidad de intercambio de potencia regional” y reconoce que la operación actual del sistema presenta desafíos de estabilidad, con consecuencias económicas y de calidad de servicio.
La metodología de la SIE incorpora el uso de modelos de análisis horario, simulaciones de flujo de carga y escenarios de crecimiento de demanda y generación renovable. Uno de los objetivos declarados es identificar puntos de congestión, cuellos de botella y la necesidad de soluciones como “almacenamiento, reactivos o refuerzos”, según se especifica en el documento oficial.
En este contexto, el almacenamiento BESS emerge como una de las herramientas más relevantes, especialmente para zonas con alta variabilidad renovable o sensibilidad ante cambios de carga. AABI Group señala que estos sistemas pueden desplegarse “en nodos con condiciones de red y costos de energía favorables”, permitiendo maximizar el beneficio técnico y económico.
El Decreto 55-26 también establece que ETED podrá financiar estas actividades con recursos propios, aportes del Estado, ingresos por prestación de servicios o cooperación internacional. Además, la empresa ya no requiere autorización legislativa para desarrollar proyectos que estén dentro de su objeto social, como los sistemas de baterías en transmisión.
De esta forma, el país cuenta con una base legal, técnica y regulatoria para avanzar con soluciones de almacenamiento sin modificar el marco normativo. La decisión estratégica de implementarlos dependerá de la planificación operativa de ETED y de la priorización que le otorgue el Ministerio de Energía y Minas.
A medida que el SENI incorpore más renovables variables, el almacenamiento se convertirá en un activo clave para garantizar seguridad, continuidad y eficiencia. República Dominicana ya tiene el marco para hacerlo posible.
La historia personal de Rosilena Lindo Riggsestá marcada por una visión de servicio público, justicia social y vocación científica que la llevó a convertirse en una de las principales arquitectas de la transición energética panameña. Su recorrido atraviesa instituciones como el Canal de Panamá, el Ministerio de Ambiente, el PNUMA y la Secretaría Nacional de Energía, desde donde impulsó políticas pioneras con enfoque inclusivo, técnico y territorial.
En una entrevista con EnergíaEstratégica, la ingeniera y asesora global repasa su trayectoria, desafíos, aprendizajes y visión para el futuro de la región.
—¿Qué la impulsó a estudiar ingeniería y, más adelante, especializarse en energía y gestión ambiental? ¿Hubo un momento clave en su vida?
A los 8 años, durante unas vacaciones, le conté a mi abuela que quería diseñar espacios para estudiar y proteger la naturaleza. Soñaba con trabajar en Naciones Unidas, hablar cuatro idiomas, viajar por el mundo y generar oportunidades para que las mujeres lideraran. Agradezco a Dios porque me permitió convertir mis sueños de niña en realidad.
Mi padre es ingeniero civil, lo que influyó en mi decisión de estudiar esa carrera. Cuando un profesor me ofreció colaborar en la instalación del Nodo NASA en Panamá, conocí el mundo de la energía. Mi primera tarea fue leer las guías del IPCC y recopilar datos para calcular emisiones del sector energético. Ahí me enamoré de la energía, de su rol económico, pero también del potencial de transformar un modelo de desarrollo basado en combustibles fósiles.
—¿Cómo fue el tránsito profesional hasta llegar a la Secretaría Nacional de Energía?
Al regresar de mis estudios en Alemania, trabajé en la ampliación del Canal de Panamá en control de calidad de las superficies hidráulicas. Fue una experiencia valiosa, técnica y humana, donde conocí a un mentor que me animó a volver al sector energético.
Después, asumí la Dirección Nacional de Cambio Climático en la antigua Autoridad del Ambiente. Junto a un equipo de 34 personas, creamos la primera Contribución Nacionalmente Determinada de Panamá, transformamos la ANAM en el Ministerio de Ambiente e incluimos el cambio climático en la ley ambiental. También negociamos el Acuerdo de París en temas de bosques y dimos voz internacional a los pueblos originarios.
Más tarde, como especialista senior en UNEP, lideré el proyecto de calentamiento solar de agua y contribuí al análisis de la transición energética en América Latina. Organizamos un encuentro con representantes del sector energía de los candidatos presidenciales para presentar el estudio “Carbono Cero América Latina”. Uno de ellos, ya como secretario de Energía, me invitó a ser parte de su equipo como subsecretaria.
—¿Qué desafíos enfrentó como la primera mujer secretaria de Energía en Panamá?
Fue un proceso lleno de desafíos, pero también de aprendizajes. La sororidad nacional, regional y global jugó un papel clave. Gracias a esa red de mujeres, logramos impulsar la agenda energética con una mirada técnica e inclusiva.
Uno de los grandes desafíos fue construir una metodología participativa durante la pandemia. Logramos que cada persona que participó en las estrategias pudiera identificar sus aportes reflejados en los documentos. Diseñamos políticas como la Estrategia de Acceso Universal a la Energía, la de Generación Distribuida, de Eficiencia Energética, de Innovación del Sistema Interconectado, entre otras. Más de 16.500 horas persona fueron invertidas en el diseño de estos instrumentos.
Como secretaria, tuve apenas siete meses de gestión, en plena contienda electoral. No logramos presentar la ley de transición energética. Me llevo como lección que ese tipo de reformas deben plantearse desde el primer año. También comprendí que, aunque el sector es masculinizado, el proceso de construcción de la Hoja de Ruta “Nexo Mujer y Energía” fue el más participativo. En Panamá, hombres y mujeres están dispuestos a construir un sector en igualdad.
—¿Cuál considera su mayor contribución en términos de política pública energética?
Destaco con orgullo la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que comencé a moldear desde que ingresé a la Secretaría. Fue elaborada con apoyo técnico del BID y nos tomó tiempo definir su alcance. Hoy Panamá pasó de 30 MW a más de 200 MW instalados, y si se cumplen los compromisos, se espera un crecimiento exponencial en los próximos dos años.
También considero transformadores el Plan de Electrificación Rural Georreferenciado y la Estrategia de Acceso Universal, porque plantean que no es aceptable pasar de no tener energía a vivir en pobreza energética. Defienden el derecho a un consumo eficiente y suficiente, sin ciudadanos de segunda clase.
—¿Hay algún proyecto que recuerde especialmente por su impacto social?
La Estrategia de Comunicación para la Transición Energética fue única por su enfoque. Partimos de un estudio del Banco Mundial sobre la percepción energética en Panamá, que reveló intereses diferenciados por género y región. Decidí estudiar un diplomado en comunicación y marketing para poder liderarla.
Es fundamental que la población tenga acceso a información clara y culturalmente representativa, para que pueda tomar decisiones informadas al adoptar tecnologías energéticas. Por ejemplo, que una dueña de salón de belleza sepa que un aire acondicionado eficiente puede reducir su factura en un 70 %.
—¿Qué experiencia profesional la marcó profundamente en el sector de renovables?
Diseñar e implementar el programa de capacitación en energía solar fotovoltaica para mujeres de la Comarca Ngäbe-Buglé cambió mi vida por completo. Ver el crecimiento de 85 mujeres rurales fue inspirador.
Invité a una de ellas, Lilibeth Jiménez, a un evento en Brasil. Allí me compartió algo que transformó mi forma de entender la transición energética: “Al programa le faltó brindar apoyo psicológico para gestionar el impacto cultural de convertirse en mujeres generadoras de ingresos”. Comprendí que la transición energética también transforma culturas y debe ser gestionada con sensibilidad.
—¿Cuál es el principal reto de la región en materia energética?
Latinoamérica y el Caribe deben acelerar la inversión en renovables y el diseño regulatorio para electrificar la economía, en un contexto de fragmentación geopolítica, ciberseguridad y crisis climática.
Necesitamos romper con regulaciones que favorezcan una sola tecnología. La riqueza de la transición está en la diversidad de fuentes y esquemas. Pero el cuello de botella es claro: movilizar capital a bajo costo y ampliar la infraestructura de transmisión. Sin eso, no podremos sacar de la pobreza a los 162 millones de personas que hoy la padecen en la región, según CEPAL.
—¿Qué mensaje daría a las jóvenes que están comenzando en este sector?
La igualdad de género no es un tema de mujeres, es un imperativo del desarrollo global. Necesitamos medidas especiales para compensar las desigualdades estructurales y defender la justicia social con datos claros.
A las jóvenes les digo que expandan su red de colaboración con todos los actores, sin importar género. El talento no tiene etnia, rostro ni género. La sororidad ha demostrado ser clave para el crecimiento de las mujeres en energía, y hay que seguir comunicando estratégicamente para contrarrestar las voces que subestiman la igualdad.
—¿Qué legado le gustaría dejar en el sector energético y climático?
Quiero seguir construyendo puentes entre gobiernos, sector privado, cooperación internacional, comunidades y juventudes. Sueño con una economía basada en más de 80 % de energía renovable, y con personas respirando aire limpio.
Seguiré trabajando con determinación para que las juventudes tengan más oportunidades que yo y para que las mujeres —de todas las edades y etnias— encuentren en el sector energético un espacio pleno para desarrollar sus talentos. Todo esto mientras cuidamos juntos nuestra casa común.
SilverBlue anunció la adquisición de Solage, empresa de financiamiento especializada en proyectos de energía distribuida y de almacenamiento para empresas comerciales e industriales en México, así como su plan de inversión por un monto superior a 500 millones de pesos mexicanos.
La adquisición de Solage se produce en un contexto favorable para el sector de las energías renovables en el país. Se estima que el mercado de energía renovable en México crezca de 36.57 GW en 2025 a 40.27 GW en 2026 y alcance 65.2 GW en 2031, con una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 10.12% entre 2026 y 2031.
Como parte de SilverBlue, Solage busca contribuir a cerrar la brecha entre el capital y los proyectos energéticos con potencial, otorgando financiamiento mediante contratos comúnmente conocidos como PPAs. Su modelo de negocio y financiamiento está diseñado para adaptarse a las distintas etapas de los proyectos, desde su evaluación inicial hasta su implementación y seguimiento, manteniendo el rigor técnico y la disciplina financiera. La empresa busca soluciones financieras y técnicas a la medida que aceleran la transición hacia una matriz energética más limpia y eficiente.
En los últimos años, la inversión en energía limpia en México registró un crecimiento cercano al 77% en 2024, al alcanzar aproximadamente 40,075 millones de pesos, frente a 22,750 millones de pesos en 2023.
“El cierre de la adquisición de Solage confirma que existe una demanda clara de soluciones financieras más flexibles y especializadas en el mercado mexicano. El objetivo es acompañar proyectos sólidos con capital bien estructurado, gobernanza y una visión de largo plazo que permita transformar oportunidades en crecimiento tangible”, señaló César Urrea, quien encabeza las operaciones de SilverBlue en México.
Actualmente, Solage evalúa proyectos de inversión rentables y sustentables por más de 170 millones de pesos. Con este vehículo financiero, SilverBlue avanza en la consolidación de su plataforma en México, reafirmando su compromiso de operar bajo estándares internacionales de análisis, gestión de riesgos y gobierno corporativo.
Cómo impactará el nuevo esquema de subsidios en los hogares.
El gobierno unificó a comienzos de enero los subsidios energéticos de jurisdicción nacional mediante la creación del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y este mes comenzó a poner en marcha el nuevo esquema. La modificación impacta de lleno en millones de hogares, que recién comenzarán a comprender la magnitud del cambio a medida que les lleguen las nuevas facturas. El objetivo oficial es seguir reduciendo el monto de subsidios, que en 2023 fue del 1,5% del PBI, el año pasado bajó a 0,65% y este año debería caer a 0,5% del producto. EconoJournal presenta las diez claves de los cambios anunciados para ayudar a comprender lo que viene.
1. ¿A quién alcanza el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados?
El nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizadoselimina el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplaza por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado “para acceder al consumo indispensable de energía”. A su vez, bajo el mismo paraguas se incluyen no solo los subsidios a la electricidad y el gas natural que están bajo jurisdicción nacional sino también al GLP en garrafas de 10 kilos y al gas propano distribuido por redes, que se utilizan en zonas sin gas natural (Decreto 943/2025).
El gobierno redujo de 3,5 a 3 Canastas Básicas Totales el tope de ingresos que se considera por hogar para poder acceder a los subsidios. La referencia que se toma es la CBT para un hogar tipo de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), medida por el Indec. Según el dato oficial de enero, último disponible, esa canasta está valuada en $1.308.713. Por lo tanto, tomando en cuenta ese valor, el tope de ingresos por hogar se redujo de $4.580.495 a $3.926.139.
Valor de la Canasta Básica Total para un hogar de 4 miembros según el último informe del Indec.
También se prevé la continuidad del beneficio para hogares en el que resida al menos un titular con pensión vitalicia por veterano de guerra o con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares(ReNaBaP). Además, se dispone que en hogares que cuenten con al menos un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), la autoridad de aplicación “deberá evaluar en qué medida la discapacidad se traduce en necesidad económica para afrontar los servicios energéticos”.
Más allá del tope de ingresos, siguen vigentes también criterios de exclusión patrimonial (Disposición 2/2026). No pueden acceder a los subsidios:
Hogares cuyos integrantes posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años, salvo que un integrante del hogar cuente con un CUD.
Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles.
Hogares en los que al menos un integrante posea una embarcación de lujo.
Hogares en los que al menos un integrante posea una aeronave.
Hogares en los que al menos un integrante posea activos societarios.
2. ¿Hay que inscribirse al nuevo régimen?
El nuevo registro de Subsidios Energéticos Focalizados se conformó a partir del viejo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) creado en 2022. El decreto 943/2025 aclara que los usuarios que ya estaban inscriptos al RASE no están obligados a inscribirse nuevamente para conservar el beneficio, pero los usuarios de garrafas o beneficiarios del Programa Hogar sí tienen que inscribirse. A su vez, los que percibían la Tarifa Social del Gas y viven en una serie de localidades listadas en la web de Energía, que tienen GLP por redes, también tienen que anotarse en el registro. Los que no venían recibiendo subsidio, pero ahora lo necesitan pueden inscribirse en el nuevo registro siempre y cuando cumplan con los requisitos fijados en el punto anterior.
3. ¿Cuántos kilowatts se les subsidia a los hogares?
Cuando se puso en marcha la segmentación tarifaria durante el gobierno de Alberto Fernández, los hogares N2, considerados de bajos recursos, recibían un subsidio por toda la energía consumida sin tope de volumen y los hogares N3, de ingresos medios, tenían un bloque subsidiado de 400 kWh mensuales.
En junio de 2024 el gobierno de Javier Milei recortó ese beneficio poniéndole un tope de 350 kWh mensuales a los N2 y reduciendo de 400 a 250 kWh el tope para los N3 (Resolución 90/2024).
La Secretaría de Energía estableció ahora que para la electricidad subsidiarán solo 300 kWh mensuales. Eso implica que para los que antes eran N2 el bloque subsidiado se reduce de 350 a 300 kWh y para los que eran N3 aumenta de 250 a 300 kWh. El excedente consumido por encima de esos valores paga la tarifa plena.
¿Por qué ahora amplían el bloque de consumo subsidiado de los sectores medios y reducen el de los sectores más humildes? Porque al eliminar la distinción entre N2 y N3 buscaron fijar el bloque subsidiado en un punto intermedio.
Otra novedad es que los 300 kWh mensuales se subsidiarán solo en los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto, diciembre considerados los de mayor consumo eléctrico por cuestiones estacionales. En marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre el bloque subsidiado será solo de 150 kWh mensuales.
4. ¿Cuántos metros cúbicos de gas se les subsidia a los hogares?
En 2022 se fijaron bloques de consumo subsidiado para todos los hogares N3 que varían según la distribuidora, el tipo de usuario residencial y el mes (Resolución 686/2022). Por ejemplo, un usuario R1 Nivel 3 de Naturgy tiene 19 metros cúbicos subsidiados en enero, pero en julio ese valor trepa a 56 metros cúbicos. Si los consumos superan esos valores, los usuarios deben pagar precio pleno por el volumen excedente.
En el caso de los hogares N2 el gobierno de Alberto Fernández no había fijado un tope de m3 subsidiados, pero en junio 2024 la administración de Milei replicó los topes de los N3 a los N2 (Resolución 91/2024).
Lo que hizo ahora el gobierno es respetar esos bloques de consumo subsidiado y extender esa misma lógica de bloques a los usuarios de gas propano por redes (Decreto 943/2025).
5. ¿Qué porcentaje del costo de la electricidad se subsidia?
En electricidad el gobierno estableció para 2026 una bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado, que, como ya se señaló, puede oscilar entre 150 y 300 kWh mensuales de acuerdo al período del año. A su vez, creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y se reducirá de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Es decir, los usuarios que antes eran N2 y N3 arrancaron el año con una bonificación del 75% sobre el precio estacional de la energía eléctrica y a fin de año van a terminar teniendo solo un 50%. El 75% inicial significó un incremento de la bonificación ya que, según la resolución 36/2025, en diciembre los N2 estaban percibiendo un 65% y los N3 de un 50%.
El decreto 943/25 establece en su Anexo II cómo se irán reduciendo las bonificaciones extraordinarias durante 2026.
6. ¿Por qué el gobierno le incrementó la bonificación transitoriamente a los que reciben subsidio en electricidad?
El incremento transitorio de la bonificación apunta a administrar la transición entre el viejo y el nuevo esquema de subsidios. A los sectores de menos ingresos, que antes estaban agrupados en N2, les ampliaron la bonificación sobre el precio estacional de la energía (PEST) de 65% a 75% en enero –luego empieza a reducirse mes a mes-, pero ese mayor subsidio solo sirve para compensar parte de los mayores costos.
La bonificación transitoria –que fue del 75% en enero, pero en febrero ya bajó a 72,73% y en marzo será de 70,45%– coincidió con un incremento en febrero de 21% en el precio estacional de la electricidad que, como informó EconoJournal, estuvo motivado por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.
La suba de la bonificación se combinó también con una reducción del bloque subsidiado que para los ex N2 pasó de 350 a 300 kWh en los meses de mayor consumo y en el resto del año cae a 150 kWh mensuales. Además, hay que tener en cuenta que desde junio del año pasado las tarifas de electricidad se vienen indexando con una fórmula polinómica que toma en cuenta la evolución del IPC y el IPIM y también se aplica la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que continúan bajo la órbita nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorgó en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027. En el caso de Edesur esas cuotas son de 0,36% mensual y en Edenor suben a 0,42%.
Los sectores de ingresos medios que antes eran N3 y continúan subsidiados se vieron “beneficiados” en términos relativos frente a los ex N2 porque hasta diciembre tenían una bonificación del 50% que en enero trepó de modo transitorio al 75%. Además, el bloque de consumo subsidiado trepó para ellos de 250 a 300 kWh en los meses de mayor consumo –en el resto del año cae a 150 kWh mensuales–. pero eso fue porque al gobierno no le quedaba otra opción que concederles ese mayor beneficio para unificarlos con los ex N2, ya que ahora ambas categorías se fusionaron en una sola.
7. ¿Qué sucede con la bonificación en el caso del gas natural?
Al igual que en electricidad, se fijó una bonificación transitoria de 25 puntos porcentuales que se va reduciendo a lo largo del año, pero la bonificación base de 50 puntos porcentuales, que en electricidad está vigente todo el año, en gas solo regirá 6 meses, entre abril y septiembre.
El 50% que se bonifica del precio mayorista del gas, más allá de la bonificación extraordinaria de 2026, solo estará vigente 6 meses al año.
Los más golpeados en este caso son los sectores de bajos recursos, que antes eran N2, los cuales hasta diciembre tenían una bonificación de 65% sobre el precio mayorista fijado en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y en enero pasaron a tener solo 25%, en febrero 22,73% y en marzo 20,45 por ciento. Recién a partir de abril, a la bonificación extraordinaria se le suma el 50% de bonificación base que recibirán todos los inviernos. Este año en abril el subsidio sube entonces al 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes ya caerá al 18,18%).
Al mismo tiempo esos usuarios deben enfrentar en estos primeros meses del año una fuerte suba de costos que la bonificación extraordinaria no alcanza a compensar. A la indexación de tarifas por IPC e IPIM, se les suma la cuota de la RQT destinada a las distribuidoras gasíferas –son 31 cuotas consecutivas con un porcentaje que varía de acuerdo a la empresa–. Además, en este caso, el gobierno implementó un Precio Anual Uniforme del gas mayorista para evitar las variaciones estacionales. Ese precio es un promedio anual que varía para cada compañía (Resolución 23/2026). Para Metrogas, por ejemplo, en febrero es de US$ 3,696 por millón de BTU, un 25% más caro que los US$ 2,956 vigentes en enero (Resolución 605/25).
Precio del PIST que estará vigente para cada distribuidora en 2026, según la resolución 23/26.
En el caso de los sectores medios que siguen subsidiados –antes eran N3–, el impacto es menor porque ellos no venían recibiendo una bonificación de 65% sobre el PIST sino solo de 50%. Por lo tanto, si bien en enero tuvieron una bonificación de solo 25%, en febrero de 22,73% y en marzo de 20,45%, en abril será, al igual que en el caso de los sectores de ingresos bajos de 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes caerá al 18,18%).
Por lo tanto, para ellos el porcentaje bonificado aumentará entre abril y septiembre, al menos este año. Ese es el beneficio relativo que obtienen por haber sido fusionados ahora con los N2 en una misma categoría. No obstante, enfrentan la misma suba de costos que se señaló más arriba: indexación por IPC-IPIM, cuota correspondiente a la RQT y suba del PIST en los primeros meses del año.
El gobierno decidió avanzar con este esquema por dos motivos:
a) El consumo de gas se concentra fundamentalmente en invierno. Por lo tanto, aunque a comienzos de año la suba de tarifas sea fuerte, se aplica sobre consumos que por lo general son muy bajos.
b) La intención oficial era reducir la bonificación que se otorga por Zona Fría, pero no pudo hacerlo porque requiere la intervención del Congreso. Eso significa que el 50% de los usuarios del país siguen siendo beneficiados con subsidios adicionales vinculados con ese régimen, lo que disminuye el impacto de los aumentos detallados.
8. ¿Quiénes pierden el subsidio a partir de la puesta en marcha de este nuevo sistema?
El gobierno informó en noviembre que la baja en el tope de ingresos, al pasar de 3,5 a 3 CBT, afectará solo al 4% de los hogares que venían recibiendo subsidios a la electricidad y el gas natural. En el caso del servicio eléctrico, dejaron trascender que son unos 145.000 usuarios residenciales sobre un total de 16,6 millones de clientes en todo el país. La exclusión de esos usuarios la realizará el propio gobierno a partir de distintos cruces de datos. Cuando son excluidos del registro, esos hogares comienzan a pagar el precio pleno de la energía.
9. ¿Qué cambió a partir de ahora para los hogares que eran N1?
Desde que el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha la segmentación en 2022, se aseguró públicamente que los usuarios N1 ya no iban a recibir subsidio, pero en los hechos el valor que han venido pagando por la energía por lo general nunca equivalió al costo real de abastecimiento. De hecho, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), dependiente de la UBA y el CONICET, precisó en su último informe que los usuarios N1 se hicieron cargo en enero de este año del 95% del costo de la electricidad y del 75% del costo de abastecimiento del gas, manteniendo algún nivel efectivo de subsidio. El gobierno prometió que a partir de ahora pagarán la totalidad del costo de abastecimiento.
Por lo tanto, se supone que dejarán de percibir ese pequeño subsidio que aún tenían y además deberán afrontar la suba del precio mayorista del gas y la electricidad que se aplicó en febrero, más el incrementó del VAD y la indexación por IPC e IPIM.
El aumento en febrero para este sector, que representa a cerca del 40% de los hogares, osciló entre el 10 y el 15 por ciento, porcentaje aplicado sobre tarifas que ya venían siendo sustancialmente más altas que para el resto de los usuarios.
10. ¿Cómo se subsidiará a los que consumen gas con garrafa?
Durante la administración anterior, aquellos hogares más vulnerables, dentro del amplio universo de quienes no tienen gas por red, recibían un subsidio equivalente al 80% del precio máximo de la garrafa a través del Programa Hogar, creado por el decreto 470/2015.
La resolución 568 de julio de 2023 fue la última que actualizó el precio de ese subsidio. El anexo I de esa norma incluía una tabla con los valores por jurisdicción para los meses de junio, julio, agosto y septiembre de ese año. En el caso de la provincia de Buenos Aires, por ejemplo, el valor para septiembre de 2023 de la garrafa de 10 kilos era de 1539 pesos, cifra equivalente en ese entonces al 80% del precio máximo permitido, que se elevaba a 1923,75 pesos con la inclusión del IVA y los costos de fraccionamiento y distribución para esa zona.
Si bien en aquel momento costaba conseguir la garrafa al precio máximo y había un mercado blue donde se la cobraba más cara, por lo general los distribuidores oficiales de YPF solían respetar el precio máximo.
El gobierno de Javier Milei mantuvo congelados esos subsidios y, por lo tanto, el monto del beneficio se fue licuando de manera acelerada en términos reales. Además, la resolución 216/24 de agosto de 2024 flexibilizó la regulación vigente. A partir de entonces dejaron de existir “precios máximos” y el gobierno solo fijó “precios de referencia”.
La resolución 394/24 de diciembre de 2024 fijó el precio de referencia en 10.500 pesos para una garrafa de 10 kilos, pero el Estado le seguía compensando a un usuario bonaerense solo 1539 pesos. De ese modo, la bonificación que antes cubría el 80% del precio máximo –no del precio real de mercado–, en diciembre de 2024 solo cubría 14,6% del precio de referencia. Muchos usuarios comenzaron a denunciar además que el subsidio se pagaba con mucha demora o ni siquiera se pagaba.
El próximo paso se concretó en julio del año pasado cuando el decreto 446/2025 liberó completamente el mercado y ya dejaron de publicarse los precios de referencia. El valor del GLP en el mercado local comenzó a estar alineado con la paridad de exportación.
El gobierno instruyó ahora a la Secretaría de Energía a través del decreto 943/25 para que, en colaboración con la Anses, disponga, en un plazo de 6 meses que comenzó a correr el 2 de enero, todas las medidas necesarias para garantizar la migración de los casi 3,5 millones de beneficiarios del Programa Hogar al nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados.
Inicialmente trascendió que aquellos que se registren recibirán un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales. Sin embargo, el decreto 943/25 aclara que entre las tareas pendientes se contempla “la evaluación y determinación del consumo base indispensable medido en cantidad de garrafas de 10 kilos por mes o por período estacional y por hogar, pudiendo contemplar la zona en la que está ubicado el hogar y la cantidad de convivientes, así como la correspondiente bonificación y la forma de percepción de los beneficios por parte de los usuarios”.
Es decir, por ahora hay pocas precisiones sobre cómo se va a implementar este beneficio. De hecho, no está claro cuál va a ser el precio que se tome como referencia para calcular el subsidio porque en la actualidad es un mercado que ya no cuenta con ningún precio de referencia.
Finalmente, después de que Tenaris perdiera frente a la empresa india Welspun la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta, y de que el gobierno saliera al cruce del Grupo Techint, el presidente de la compañía, Paolo Rocca, hizo pública su postura al respecto.
En una carta titulada «Desafíos para una Argentina Competitiva», Rocca detalla desde su perspectiva el escenario de la licitación en cuestión y el rol de Techint en particular. Además, describe los logros del gobierno y marca la necesidad de «la defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal«.
Estructurada en tres ejes principales, la misiva es la siguiente:
Desafíos para una Argentina competitiva
«He leído con atención los comentarios del presidente Milei y las intervenciones de sus ministros sobre la conducta de Tenaris en ocasión de una licitación de tubos de conducción para SESA, un importante proyecto para la exportación de LNG desde Argentina.
Querría aclarar algunos aspectos relevantes de nuestra posición sobre este asunto:
La licitación SESA es una empresa privada que licitó la provisión de 137 mil toneladas de tubos de acero de 36” de diámetro, con recubrimiento anticorrosivo.
Tenarises una empresa privada que participó con una oferta de 2.090 dólares por tonelada, un precio equivalente a los valores en las principales economías libres como Estados Unidos o Europa, y consistente con los costos directos e indirectos de nuestra operación en Argentina.
Al ser informados de que había otra oferta a menor precio por parte de un proveedor de origen indio, y siguiendo una práctica absolutamente lícita y habitual en el marco de una relación entre privados, propusimos reducir nuestro precio un 24% hasta igualar la oferta india, y lo hicimos solo para preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular.
SESA, actuando en el pleno respeto de sus reglas internas, decidió adjudicar el proyecto al proveedor indio. Perdimos entonces una licitación importante, que representa alrededor del 60% del volumen anual del mercado argentino de tubos con costura.
El nivel de precios de este proyecto resulta inferior al de proyectos anteriores, cuando el precio del acero y el petróleo en el mundo era el doble que el actual, impactado por la pandemia y por la invasión de Rusia a Ucrania.
El mercado mundial del acero
La industria siderúrgica y sus derivados atraviesan un escenario global de fuerte sobrecapacidad, impulsado por políticas de exportación agresivas de algunos países asiáticos que no operan bajo reglas de mercado. Frente a esta situación, aparece la lógica reacción defensiva de las principales economías occidentales aplicando aranceles, cuotas y acciones antidumpingque buscan evitar que el comercio desleal afecte sectores estratégicos como el siderúrgico, relevante para toda la cadena de valor industrial.
Estados Unidos, bajo la conducción del presidente Trump, introdujo aranceles del 50% a la importación de acero de todos los orígenes (incluida la Argentina). Europa aplica una salvaguarda que combina cuotas y aranceles que ascenderán al 50%. México y Canadá actúan en la misma dirección con aranceles en el orden del 35% y 50%, respectivamente. Brasil también, frente a un incremento relevante de las importaciones desde China, ha introducido una salvaguarda que aplica cuotas y aranceles del 25%. Incluso la India aplica una salvaguarda contra las importaciones de acero.
El freno a la exportación de acero chino de manera directa o indirecta -vía terminación en terceros países- en estas grandes áreas económicas, está provocando un desvío de excedentes comerciales a precios de dumping hacia países relativamente más abiertos, como es hoy la Argentina.
En el acuerdo recientemente firmado entre Argentina y Estados Unidos hay dos secciones muy relevantes sobre la aplicación de reglas del juego en el comercio:
Alineación en materia de seguridad económica: Argentina reforzará la cooperación con Estados Unidos para combatir políticas y prácticas no orientadas al mercado por parte de otros países. Ambos países también se han comprometido a identificar herramientas para alinear enfoques en control de exportaciones, seguridad de inversiones, evasión de aranceles y otros temas relevantes.
Empresas estatales y subsidios: Argentina se ha comprometido a abordar posibles acciones distorsivas de empresas estatales y a revisar los subsidios industriales que puedan afectar la relación comercial bilateral. Sin lugar a duda, la Argentina debe abrirse al mundo y nosotros apoyamos este proceso. Pero la forma en la que nos abrimos nos parece muy importante. La defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal es fundamental para alentar la confianza de los inversores que quieren apostar al fortalecimiento de las cadenas de valor de los sectores en los cuales la Argentina tiene ventajas competitivas como la agroindustria, la energía y la minería.
El Grupo Techint en la Argentina
Tenaris, del Grupo Techint, se había presentado a la licitación para la provisión de tubos de LNG en SESA.
La actual administración ha logrado resultados importantes en la recuperación de la economía, bajando la inflación, reduciendo la dimensión del Estado y asegurando el equilibrio fiscal, lo que ha generado una baja del riesgo país y un fuerte apoyo del gobierno de Estados Unidos.
También ha logrado un sólido respaldo en las elecciones de medio término, y tiene abierto el camino para implementar reformas esenciales para promover la competitividad de los sectores productivos que hoy tienen que soportar una carga tributaria muy superior a la de sus competidores.
Adicionalmente, las empresas actúan hoy en un contexto de relaciones laborales y de informalidad. Las empresas del Grupo Techinthan apoyado directamente la acción de la actual administración en todas las oportunidades de diálogo en el país y en el exterior, y manifestado su confianza con inversiones relevantes en la Argentina.
Como Grupo invertimos en el país 1.400 millones de dólares en 2024, 1.600 millones en el 2025 y tenemos comprometidos 2.400 millones para el 2026, que ya están en curso.
Hacia adelante, apostamos a una Argentina que pueda también crecer en su actividad industrial y competir en el mundo. Un ejemplo es Tenaris que exporta actualmente el 70% de su producción en Campana. Para lograrlo es muy importante que el sector privado tenga un diálogo constructivo con el Gobierno sobre las políticas de inserción en el comercio mundial y las reformas esenciales para la competitividad de las empresas.
La construcción de industrias competitivas demanda conocimiento que se incorpora a lo largo del tiempo, recursos humanos calificados, innovación y tecnología, inversión sostenida, compromiso con la comunidad y mucha determinación. Este es el camino que muchas empresas han recorrido en todos los sectores. El Grupo Techint seguirá apostando por el desarrollo de la Argentina como lo ha venido haciendo desde hace 80 años«.
El ministerio de Economía aprobó, a través de la Resolución 89/2026, el Plan de Acción y Presupuesto para el ejercicio 2026 de Dioxitek Sociedad Anónima, empresa estatal argentina especializada en la producción de dióxido de uranio y Cobalto-60, actuante en el ámbito de la Secretaría de Asuntos Nucleares.
Un anexo de la R-89 se refiere a Rentabilidad y resultados, señalando que “Se proyecta un resultado operativo positivo para el ejercicio 2026”, y respecto de la construcción de la nueva planta (NPU) afirma que “en esta se está invirtiendo para la mantención en condiciones del activo en construcción”.
El presupuesto 2026 de la empresa refleja una situación de equilibrio operativo con una rentabilidad positiva, proyectando un ahorro de cuatro mil cuatrocientos treinta ocho millones de pesos ($ 4.438.000.000), derivado de ingresos totales estimados en treinta mil novecientos treinta y tres millones de pesos ($ 30.933.000.000), frente a gastos operativos que alcanzarían los veinticinco mil quinientos treinta y cinco millones de pesos ($ 25.535.000.000).
Tales gastos, repartidos entre remuneraciones por quince mil setecientos ochenta y dos millones de pesos ($ 15.782.000.000) y bienes y servicios por nueve mil setecientos cincuenta y tres millones de pesos ($ 9.753.000.000) con otras pérdidas estimadas en novecientos sesenta millones de pesos ($ 960.000.000)”.
“Si se contemplan las inversiones en alrededor de tres mil seiscientos sesenta y dos millones de pesos ($ 3.662.000.000), el saldo neto (superávit) se ubica en aproximadamente setecientos setenta y cinco millones de pesos ($ 775.000.000), lo que confirma que la empresa puede financiar su plan de inversiones con el flujo generado por la operación”, puntualiza la Resolución.
En cuanto a la producción de la Planta, se indica que “Para el ejercicio 2026, la empresa proyecta una producción total de ciento noventa toneladas (190 tn) de polvo de Dióxido de Uranio (UO₂), los cuales serán vendidos a NASA”.
“Respecto de las Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), dado que no se proyecta cosecha productiva, se entregarán los remanentes de la cosecha productiva anterior”. Acerca de la estrategia comercial y posicionamiento en el mercado se indica que “DIOXITEK SA es el único productor nacional de polvo de Dióxido de Uranio (UO₂) y de Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), dos (2) insumos críticos para la generación de energía nuclear y del sector médicoindustrial”.
En el referido anexo de la R-89 se destaca que “gracias a los nuevos precios acordados con Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA) que mejoran la cobertura de costos fijos y variables y refuerzan la sostenibilidad operativa, la empresa deja atrás las restricciones económico-financieras que atravesó durante los últimos años. Se espera un impacto favorable y progresivo en flujo de fondos y margen operativo a medida que se ejecute el plan de producción y entrega de Dióxido de Uranio (UO₂)”.
Respecto de la comercialización de Fuentes Selladas de Cobalto (Co-60), 2026 será un año sin cosecha productiva, debido a que el ciclo de irradiación finaliza a fines del año, junto con el cronograma de parada de Embalse para extracción del material. Este esquema bianual implica menores ventas en 2026, las cuales son compensadas con los ingresos del ciclo anterior y la reanudación comercial en el ejercicio siguiente, se describió.
En paralelo, la compañía continúa invirtiendo en la Nueva Planta de Uranio (NPU), con erogaciones orientadas al mantenimiento y preservación del activo en construcción hasta su puesta en marcha, se puntualizó en la R-89.
La 21ª International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas (LNG2026) se desarrolló esta semana en Qatar
Esta semana se desarrolló en Doha, Qatar, la 21ª International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas (LNG2026), el mayor punto de encuentro global para medir el pulso al mercado del gas natural licuado. Las principales empresas productoras de LNG del mundo, y sus compradores, estuvieron representadas en el evento por su plana ejecutiva. Las presentaciones y discusiones reflejaron claramente que el LNG dejó de ser solo una “mercancía energética” para consolidarse como un activo estratégico donde la geopolítica se convierte en una variable dura de negocio. En ese marco, la Argentina aparece mencionada recurrentemente como un potencial jugador emergente a partir de Vaca Muerta, siempre que logre convertir su recurso en proyectos ejecutables, financiables y con reglas de largo plazo.
LNG: un mercado que se reordena
En varias sesiones se repitió la idea de que el mercado está entrando en una nueva etapa: empieza a asomar una “ola” adicional de oferta global, con Estados Unidos y Qatar como protagonistas, mientras Europa sigue reconfigurando su matriz y Asia suele ser el mercado de ajuste que absorbe o libera volúmenes y con eso influye en precios y rutas. El impacto de este reordenamiento no es solo de precios: también reabre discusiones sobre seguridad de suministro, dependencia de proveedores, y la necesidad de contratos que resistan shocks. Europa, en particular, continúa condicionada por la guerra en Ucrania y por el tratamiento que Occidente decida darle al gas ruso. Aun cuando el mercado empiece a percibir más oferta disponible, la seguridad de suministro en Europa sigue siendo una prioridad política, y eso influye directamente en cómo negocia, qué acepta en términos contractuales y qué riesgos está dispuesta a pagar.
Regulación de metano
Otro tema transversal tratado en la conferencia, con impacto jurídico y comercial inmediato, fue el rol creciente de la regulación ambiental, especialmente en metano. La discusión ya no está en el “objetivo” (reducir emisiones), sino en el “cómo”: medición, trazabilidad, verificación y, sobre todo, consecuencias comerciales. Sin embargo, ciertas exigencias regulatorias pueden operar como barreras de acceso si no se ajustan a la realidad operativa de toda la cadena. En Europa, el riesgo percibido es doble: multas relevantes y un marco de cumplimiento que, si no se implementa con gradualidad y criterios verificables, puede desalentar nuevos acuerdos de suministro justamente cuando la región necesita diversificar fuentes.
Bernardo Bertelloni, abogado especializado en la industria del petróleo y el gas
El contrato vuelve al centro
Otro punto de interés discutido es que el contrato definitivamente pasó a definir si un proyecto es financiable, si puede alcanzar FID (Final Investment Decision) y si resiste escenarios adversos. Con más volatilidad geopolítica y regulatoria, gana peso el diseño contractual que permita convivir con distintos escenarios. Eso se refleja en la agenda de negociación: flexibilidad de destinos, derechos de desvío, indexaciones, mecanismos de revisión, tolerancias operativas, y cláusulas que contemplan cambios regulatorios relevantes. En paralelo, con un mercado que podría volver a ser más competitivo, algunos desarrolladores señalaron que será más complejo cerrar offtake de largo plazo para proyectos pre-FID, salvo que exista un sponsor con capacidad de portafolio o una estructura que reduzca riesgo de ejecución.
Rutas y logística
Otro eje fue la logística. En LNG, el riesgo ruta puede ser tan determinante como el riesgo precio. Canal de Panamá, rutas alternativas, capacidades de shipping y restricciones geopolíticas en determinados pasos marítimos no son temas secundarios.
La consecuencia es que algunos proyectos ganan atractivo no solo por su costo de producción, sino por su acceso a mercados y su capacidad de servir a más de una cuenca, Atlántico y Pacífico, mitigando riesgos logísticos.
«En LNG, el riesgo ruta puede ser tan determinante como el riesgo precio. Canal de Panamá, rutas alternativas, capacidades de shipping y restricciones geopolíticas en determinados pasos marítimos no son temas secundarios», aseguró Bertelloni
Energía adicional
Aunque el debate de transición energética estuvo presente, apareció con fuerza una idea: más que un reemplazo lineal de fuentes, lo que se observa es “adición” de energía. Las renovables crecen, pero la demanda global también. En ese contexto, el gas/LNG se consolida como respaldo firme para sistemas eléctricos que incorporan intermitencia, y como insumo industrial crítico.
Los países buscan seguridad energética, y el LNG ofrece una herramienta flexible frente a shocks. Por eso los gobiernos y los grandes compradores miran al LNG no solo como commodity sino como instrumento de política energética.
¿Dónde entra la Argentina?
En este marco, Argentina aparece con una ventana de oportunidad concreta, apalancada en Vaca Muerta. Sin embargo, el planteo en las discusiones fue muy pragmático: el diferencial no lo define únicamente el subsuelo, sino la capacidad de ejecución integrada, upstream competitivo, midstream suficiente, estabilidad macro-regulatoria y contratos bancables.
En el programa técnico de la conferencia, el autor de esta columna participó con una presentación sobre el potencial exportador argentino, “Desbloqueando el potencial de LNG de Argentina: Vaca Muerta y el camino hacia los mercados globales”. El mensaje central fue que el recorrido más realista es por etapas, escalable, con foco en reducir riesgos de capital y de ejecución, incluyendo esquemas de FLNG, acompañado por reglas estables y estructuras contractuales que permitan cerrar acuerdos de largo plazo y acceder a financiamiento.
LNG2026 dejó una idea clara: ya no se decide solo por oferta y demanda, sino por seguridad, regulación, diplomacia y reglas de acceso a mercado. En esa realidad, la pregunta no es “si habrá LNG”, sino bajo qué condiciones se lo podrá contratar, financiar, certificar, transportar y hacer circular. Ello exige mirar el negocio y hacer el análisis legal con un enfoque interdisciplinario, porque la incertidumbre geopolítica se traslada a la estructura de riesgos de los contratos.
(*) Bernardo Bertelloni es abogado especializado en la industria del petróleo y el gas. Es socio de Martelli Abogados.
El congreso reunirá a expertos de clase mundial para analizar el escenario actual y futuro de los yacimientos argentinos
Tras consolidarse como el referente técnico en Chile y otros distritos mineros de la región, Latin Rocks anuncia el lanzamiento de «Argentina Rocks 2026». Este congreso especializado en exploración geológica llega en un momento clave para la industria, con el objetivo de transformar el potencial mineral del país en oportunidades de inversión concretas y sustentables.
A diferencia de las ferias mineras tradicionales, Argentina Rocks se posiciona como un encuentro de nicho técnico-estratégico. El evento pondrá el foco en el origen de la cadena de valor: la exploración. Bajo la premisa de que no existe un futuro productivo sin una base geológica sólida, el congreso reunirá a expertos de clase mundial para analizar el escenario actual y futuro de los yacimientos argentinos.
Un enfoque federal
La elección de Mendoza como sede responde a su capacidad de conectividad internacional, factor clave ya que se prevé que el 50% de la participación provenga del extranjero. No obstante, el evento mantiene una visión profundamente federal.
«Argentina Rocks es un congreso que abarca todas las potencias de exploración del país. Buscamos mostrar los éxitos en San Juan, Catamarca, Salta, Santa Cruz y el Macizo del Deseado«, señalan desde la organización.
Como parte de esta integración regional, el programa incluye dos visitas a terreno en San Juan, lideradas por expertos de alto nivel, conectando así los polos mineros más importantes de la cordillera.
Transparencia y datos: El fin de los mitos
En un contexto de renovado interés por minerales críticos como el cobre, el oro y la plata, el congreso contará con más de 8 relatores magistrales confirmados. El objetivo es claro: combatir los mitos del sector con datos duros y hechos científicos, fomentando una industria transparente y atractiva para los grandes capitales.
El congreso contará con más de 8 relatores magistrales confirmados
Detalles del evento
Fecha: 27 y 28 de mayo de 2026.
Sede: Ciudad de Mendoza, Argentina.
Perfil: Líderes de exploración, geólogos, empresas multinacionales y tomadores de decisiones estratégicas.
Con un interés récord registrado a la fecha, Argentina Rocks 2026 promete marcar un antes y un después en la forma en que el mundo percibe y valora el potencial geológico argentino.
Un análisis reciente pone de manifiesto una paradoja en el desarrollo de la cuenca neuquina: mientras el petróleo vuela con crecimientos interanuales del 28% y proyecta superar el medio millón de barriles diarios en 2025, el gas natural camina a un ritmo mucho más lento, con un avance proyectado de apenas el 2,8%. Esta “brecha de velocidades” obliga a repensar la infraestructura y las prioridades de inversión para el corto plazo.
Petróleo:
El motor del presente Desde 2019, la producción de petróleo en Vaca Muerta se disparó un 410%. Este auge está traccionado por una capacidad de evacuación que se expande con proyectos como el Duplicar de Oldelval y el futuro Vaca Muerta Sur. El crudo tiene salida inmediata al mercado global, lo que genera divisas líquidas y una curva de aprendizaje que ha llevado los costos de perforación a niveles de competitividad internacional.
Gas:
El cuello de botella del mercado interno A diferencia del petróleo, el gas natural enfrenta un techo: el mercado local ya está saturado en gran parte del año. Sin plantas de licuefacción (GNL) operativas, no hay incentivos suficientes para que las operadoras inviertan los miles de millones de dólares necesarios para un salto de escala. El gas apenas creció un 55% en los últimos cinco años, un ritmo que palidece frente al del crudo.
La apuesta por el GNL hacia 2027
La verdadera transformación del gas llegará cuando Argentina logre exportar su excedente en forma de GNL. Se estima que se requieren inversiones cercanas a los u$s 50.000 millones para convertir el gas en un commodity global. Analistas sugieren que la ventana de oportunidad se abrirá con fuerza en el segundo semestre de 2027, pero el riesgo latente es que la “fiebre del petróleo” termine postergando las obras de base que el gas necesita hoy.
La Visión de Runrún Energético:
La matriz a dos velocidades es un síntoma de madurez pero también una alerta. No podemos permitir que el éxito del petróleo nos haga perder de vista que el gas es el combustible de la transición y la verdadera llave para que Argentina juegue en las grandes ligas energéticas. El desafío para 2026 será equilibrar los incentivos para que el gas no quede como un recurso “atrapado” mientras el petróleo se lleva toda la atención de los mercados.
Los indicadores de la industria para el ciclo 2026 confirman que el petróleo no convencional en Argentina mantiene su curva ascendente. Según proyecciones de consultoras estratégicas como Rystad Energy, se espera que la actividad en los yacimientos de shale oil crezca por encima del 20% anual, impulsada por una mayor eficiencia operativa y la puesta en marcha de infraestructura clave de evacuación.
El motor del VMOS (Vaca Muerta Oil Sur)
El gran habilitador de este crecimiento es el avance del proyecto Vaca Muerta Oil Sur. Al inicio de este año, la obra ya supera el 50% de ejecución global. Se prevé que para finales de 2026, la primera etapa del ducto sume unos 180.000 barriles diarios de capacidad de transporte, eliminando los cuellos de botella que limitaban el despacho de crudo hacia el Atlántico y permitiendo una planificación más agresiva de las perforaciones.
Nuevos yacimientos en escena
Si bien los bloques estrella como Loma Campana y La Amarga Chica siguen liderando, 2026 será el año de la aceleración para nuevos proyectos de peso. Compañías como Pampa Energía en Rincón de Aranda y Pluspetrol en Bajo del Choique están escalando sus operaciones, sumando nuevos sets de fractura y equipos de perforación de alta tecnología que permiten completar pozos en tiempos récord.
Competitividad ante la volatilidad de precios
Un dato alentador para los inversores es la resiliencia de la cuenca neuquina. Gracias a la optimización de costos y la mejora en las etapas de fractura por día, Vaca Muerta se consolida como una plaza competitiva incluso en escenarios de precios internacionales moderados (u$s 50-60 el barril), lo que asegura que el flujo de capitales hacia el Upstream local no se detenga ante fluctuaciones externas.
La Visión de Runrún Energético:
El crecimiento del 20% no es solo un número; es la confirmación de que Vaca Muerta ha pasado de ser una promesa a una realidad de escala global. La clave de 2026 será la sincronización: de nada sirve perforar más si no terminamos el VMOS a tiempo. Por ahora, los planetas parecen alineados para que el petróleo sea el gran generador de divisas que la macroeconomía argentina necesita.
La transformación de Sierra Grande ya está en marcha. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) está convirtiendo a la zona de Punta Colorada en un nodo logístico de clase mundial. Con una inversión que supera los u$s 2.500 millones, esta terminal no solo es una obra de ingeniería civil, sino la llave estratégica para que el shale oil neuquino llegue a los mercados de Europa y Asia con costos competitivos.
Capacidad de almacenamiento récord
El complejo portuario contará con una playa de tanques capaz de almacenar hasta 7 millones de barriles de petróleo. Esta capacidad es vital para garantizar un flujo de exportación constante y actuar como pulmón operativo ante las fluctuaciones de la producción en la cuenca. La infraestructura está diseñada para manejar volúmenes masivos, permitiendo que Argentina escale su perfil exportador de manera profesional y segura.
Monoboyas y buques de gran calado
A diferencia de otros puertos regionales, Punta Colorada contará con dos monoboyas instaladas a 7 kilómetros de la costa, en aguas profundas. Esto permitirá la operación de buques tipo VLCC (Very Large Crude Carriers), los gigantes del océano que transportan hasta 2 millones de barriles. Al poder cargar estos barcos en territorio propio, las operadoras reducen drásticamente los costos de flete, mejorando el margen neto por barril exportado.
Reactivación económica y empleo
Más allá de los fierros y el cemento, el proyecto VMOS está revitalizando a Sierra Grande y sus alrededores. La obra civil demanda miles de puestos de trabajo directos e indirectos, devolviéndole a la zona el dinamismo que perdió tras el cierre de su etapa minera. Punta Colorada se perfila hoy como el nuevo hub energético del Atlántico Sur, posicionando a Río Negro en el centro del mapa energético global.
La Visión de Runrún Energético:
Punta Colorada es la pieza del rompecabezas que faltaba. De nada sirve tener récords de producción en Añelo si no tenemos un puerto eficiente para despachar ese crudo al mundo. Con el VMOS, Argentina deja de depender de terminales saturadas o con limitaciones de calado. Es una apuesta a 30 años que cambia la geopolítica de la energía en el país: el eje se desplaza hacia el sur, buscando la eficiencia del océano profundo.
La frontera productiva de Vaca Muerta se consolida con fuerza fuera de Neuquén. Phoenix Global Resources (PGR) anunció resultados excepcionales en su bloque Confluencia Norte, ubicado en territorio rionegrino, donde uno de sus pozos alcanzó un pico de producción de 3.200 barriles diarios de petróleo. Ante este éxito, la compañía decidió sumar un nuevo equipo de perforación para escalar sus operaciones en la zona.
Rendimiento de clase mundial
El rendimiento del pad 1 en Confluencia Norte pone a Río Negro en las grandes ligas del shale. Con niveles de 3.200 barriles por día, la productividad de estos pozos es comparable con los mejores registros de Loma Campana o La Amarga Chica en el corazón de Neuquén. Se trata de un crudo liviano, de excelente calidad (40-42° API), que tiene como destino principal el mercado de exportación.
Más equipos para la cuenca
El flujo de resultados positivos llevó a la operadora a reforzar su flota con un nuevo rig (equipo de perforación). El objetivo es acelerar el desarrollo del bloque y testear la continuidad de la ventana de petróleo hacia el sur de la concesión. Esta mayor actividad no solo incrementa la producción total, sino que dinamiza la contratación de servicios locales y la generación de regalías para la provincia de Río Negro.
La confirmación del “lado rionegrino”
Durante años, el desarrollo rionegrino de Vaca Muerta estuvo en etapa de evaluación. El “superpozo” de Phoenix actúa como un disparador de confianza para otros inversores, demostrando que la geología no conoce límites provinciales. La apuesta de PGR en Confluencia Norte es hoy la punta de lanza de una nueva geografía productiva que alimentará directamente los ductos de exportación hacia el Atlántico.
La Visión de Runrún Energético:
Lo de Phoenix en Río Negro es una noticia disruptiva. Rompe con el paradigma de que Vaca Muerta es solo “Añelo y alrededores”. Para la industria, esto significa más superficie explotable y menos riesgo concentrado. Para Río Negro, es la confirmación de que su rol en el mapa energético ya no es solo ser el paso de los ductos, sino también un protagonista de peso en la extracción de crudo.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) superó una nueva instancia de control técnico. Autoridades de la Secretaría de Energía de la Nación y del gobierno de Río Negro realizaron una inspección en el predio de Punta Colorada para verificar el montaje de los primeros tanques de almacenamiento. Esta infraestructura es el corazón de la futura terminal, permitiendo regular el flujo de crudo que llegará desde la cuenca neuquina para su exportación.
Cumplimiento de estándares técnicos
La fiscalización se centró en la calidad de las soldaduras y el montaje de las estructuras metálicas de gran porte que conformarán la playa de transferencia. Los inspectores ratificaron que los trabajos avanzan bajo los estándares internacionales de seguridad y ambiente, cumpliendo con el cronograma previsto para la primera fase operativa del ducto y la terminal portuaria.
Movimiento de suelos y cimientos
Tras finalizar la etapa masiva de movimiento de suelos, la obra civil ha entrado en una fase crítica de ingeniería estructural. La presencia de las autoridades en el terreno busca dar previsibilidad a las operadoras que ya han reservado capacidad de transporte en el sistema, asegurando que los nodos de recepción en la costa rionegrina estén listos para cuando se completen los tramos del poliducto.
Sierra Grande en el centro de la escena
El avance de la playa de tanques es seguido de cerca por el mercado, ya que de su capacidad de pulmón dependerá la eficiencia de carga de los buques transatlánticos. La reactivación de Sierra Grande como polo logístico energético es hoy una realidad tangible, con un flujo constante de materiales y mano de obra especializada que está transformando la fisonomía de la zona.
La Visión de Runrún Energético:
La fiscalización de los tanques en Punta Colorada es la “prueba de fuego” de que el proyecto VMOS avanza a paso firme. En un sector acostumbrado a los anuncios de largo plazo, ver el acero levantándose en la costa de Río Negro es la señal que los inversores necesitan para confirmar que Argentina está construyendo su salida definitiva al mercado global. La logística ya no es una promesa; está tomando forma en el Km 171 y en Punta Colorada simultáneamente.
El sector minero argentino cerró un ciclo 2025 sin precedentes, alcanzando un máximo histórico en sus niveles de exportación. Impulsado principalmente por el despegue vertical del litio y la solidez de los proyectos de metales preciosos, el sector no solo inyectó divisas críticas al Banco Central, sino que consolidó una base de más de 40.000 puestos de trabajo directos, con salarios que se posicionan entre los más competitivos del sector privado nacional.
El litio como actor de reparto principal
Si bien el oro y la plata mantienen su relevancia en la balanza, el salto cuantitativo del último año se explica por la entrada en fase comercial de nuevos proyectos de litio en el NOA. La demanda global de minerales para la transición energética ha permitido que Argentina duplique sus volúmenes de exportación de carbonato de litio, posicionando al país como un proveedor estratégico en la cadena de suministros de baterías a nivel mundial.
Impacto real en las provincias
El récord de exportaciones tiene un correlato directo en el desarrollo regional. Las provincias mineras han visto un incremento sustancial en la recaudación por regalías y fondos de infraestructura. Además, el sector destaca por su efecto multiplicador: por cada empleo directo en mina, se estima la creación de tres puestos indirectos en la cadena de proveedores locales, desde logística hasta servicios de ingeniería especializada.
Inversiones en la gatera
El éxito exportador de 2025 actúa como un imán para nuevos capitales. Actualmente, el foco de los inversores internacionales está puesto en los megaproyectos de cobre en San Juan y Catamarca, que prometen triplicar las cifras actuales una vez que entren en operación. La estabilidad en las reglas de juego y el potencial geológico ubican a la Argentina como el segundo destino más atractivo para la exploración minera en América Latina.
La Visión de Runrún Energético:
La minería ya no es una promesa; es el segundo motor de divisas de la Argentina después del agro. En un portal energético, este récord es clave porque la transición hacia energías limpias es, ante todo, una transición hacia los minerales. Sin el litio y el cobre que estamos exportando hoy, no hay futuro eléctrico posible. El desafío ahora es sostener este ritmo de inversión para que el récord de 2025 sea solo el piso de la próxima década.
El actual modelo de crecimiento económico argentino, apalancado en la energía y la minería, enfrenta un desafío que va más allá de los yacimientos: la eficiencia de sus nodos de salida. Según un análisis publicado en Transport & Cargo, la competitividad de las exportaciones nacionales depende de una modernización urgente del sistema portuario, donde la calidad de la información estratégica es tan crítica como el dragado de los canales.
La información como activo estratégico
Más allá de los muelles y las grúas, el sector portuario requiere de datos confiables y series estadísticas precisas para atraer inversiones de largo plazo. En un sistema donde conviven 29 puertos públicos y más de 65 terminales privadas, la coordinación de la información es el “cuello de botella” invisible. Sin una base de datos unificada, la planificación logística para sectores de escala global como Vaca Muerta se vuelve ineficiente.
Dependencia del sistema fluvial y marítimo
Con el 90% de las cargas argentinas movilizándose por vía acuática, la Hidrovía Paraná-Paraguay y los puertos del litoral marítimo son el sistema circulatorio de la economía. El análisis destaca que no se trata solo de construir nuevas terminales, sino de optimizar los organismos de control y gestión para que actúen como facilitadores del comercio exterior, reduciendo los tiempos de espera y los costos operativos.
El rol de los puertos en el plan exportador
La infraestructura portuaria es la que finalmente valida el potencial de los recursos naturales. El salto exportador que proyecta la minería y el petróleo para el bienio 2026-2027 solo será sostenible si los puertos logran integrarse a una estrategia nacional de logística. La profesionalización de la gestión y la transparencia en los datos son los pilares para que los nodos logísticos dejen de ser un costo y pasen a ser una ventaja competitiva en el mercado global.
La Visión de Runrún Energético:
Coincidimos plenamente con la mirada de Soldatich: la infraestructura física es solo la mitad del trabajo. En un mundo digital, la “logística inteligente” basada en datos es lo que diferencia a un puerto eficiente de uno obsoleto. Para que el Runrún de las inversiones se transforme en divisas reales, necesitamos que nuestros puertos hablen el mismo idioma que los mercados internacionales: el de la previsibilidad y la eficiencia técnica.
En el marco del debate por la Modernización Laboral, el Gobierno ha puesto sobre la mesa el Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI). Este esquema, diseñado como un “traje a medida” para las PyMEs que no alcanzan los u$s 200 millones del RIGI, busca que las empresas de servicios petroleros y mineros puedan actualizar su equipamiento con beneficios fiscales similares a los de los grandes operadores.
Escalas accesibles para el sector servicios
A diferencia del régimen para grandes proyectos, el RIMI establece umbrales de inversión mucho más bajos: desde u$s 150.000 para microempresas hasta u$s 9.000.000 para medianas empresas de tramo 2. Esto permitiría que una PyME de servicios en Añelo o una perforadora en la Puna pueda importar maquinaria o ampliar sus talleres con amortización acelerada de ganancias y devolución anticipada de IVA en un plazo de tres meses.
La cláusula de la caja fiscal
A pesar del entusiasmo del sector privado, la puesta en marcha del RIMI no es automática. El proyecto delega en el Ministerio de Economía la facultad de activar el régimen dependiendo del cumplimiento de las metas fiscales. Esta “cláusula de discrecionalidad” es mirada con cautela por las cámaras empresariales, que reclaman previsibilidad para activar planes de inversión que hoy están en stand-by.
El derrame obligatorio del 20%
Mientras el RIMI se define en el Congreso, el RIGI ya vigente está traccionando a las PyMEs a través del “Plan de Desarrollo de Proveedores Locales”. Los grandes proyectos están obligados a destinar al menos el 20% de su inversión a empresas nacionales. Casos recientes, como el de la mina de oro Gualcamayo, han elevado esa vara comprometiendo hasta un 69% de gasto local, lo que demuestra que el ecosistema de proveedores está listo para crecer si se le dan las herramientas financieras adecuadas.
La Visión de Runrún Energético:
El RIMI es la pieza que falta para que el “boom” de Vaca Muerta y la minería no sea solo un fenómeno de grandes multinacionales. Para que el crecimiento sea sostenible, necesitamos PyMEs robustas y tecnificadas. El RIMI no debe ser una promesa supeditada a la caja del mes, sino una política de Estado que permita que el taller de la esquina de la cuenca se convierta en una empresa de clase mundial. Sin proveedores fuertes, el RIGI es solo la mitad del éxito.
En un escenario global marcado por tensiones geopolíticas persistentes, el mercado del petróleo parece haber encontrado un equilibrio. Según el consultor Luis Bolomo en diálogo con Canal E, no se proyectan saltos significativos en la cotización del barril en el corto plazo.
Esta estabilidad, lejos de ser un estancamiento, representa una ventana de previsibilidad fundamental para países productores emergentes como Argentina, que dependen de precios sostenidos para financiar sus planes de expansión en el shale.
La oferta no-OPEP como contrapeso
Uno de los factores que explica la ausencia de picos de precios, a pesar de los conflictos en Medio Oriente, es el aumento de la producción fuera de la órbita de la OPEP. El crecimiento de la oferta en Estados Unidos, Brasil y la propia Argentina está compensando los recortes de producción de los países árabes y Rusia. Este nuevo mapa del crudo mundial impide que los precios se disparen, manteniendo el barril en una banda que favorece tanto a consumidores como a inversores de largo plazo.
China y la desaceleración de la demanda
El “techo” de los precios también viene dado por la demanda. La economía china, el mayor importador de crudo del mundo, muestra signos de una transición más lenta pero firme hacia la eficiencia energética, lo que ha moderado su apetito por el petróleo. Sin el empuje voraz de las últimas décadas, el mercado global opera con una holgura que neutraliza los shocks de oferta que antes generaban crisis de precios inmediatas.
La oportunidad para Vaca Muerta
Para los operadores de la Cuenca Neuquina, la “paz de precios” es una buena noticia. Un barril estable permite ajustar los modelos de costos y negociar contratos de servicios con mayor claridad. Según Bolomo, la clave para Argentina en 2026 no será esperar un barril a u$s 100, sino continuar bajando el breakeven para ser competitivos incluso en escenarios de precios moderados, aprovechando que el crudo local ya es un activo valorado por su calidad y menores riesgos geopolíticos.
La Visión de Runrún Energético:
La estabilidad es el mejor aliado de la inversión productiva. Mientras el mundo se acomoda a un petróleo que no da sorpresas, Argentina tiene el camino despejado para terminar sus obras de infraestructura. No necesitamos un barril por las nubes; necesitamos un barril previsible que nos permita ejecutar el plan de exportación masiva que venimos anunciando. La cautela de Bolomo es, en realidad, una hoja de ruta para el crecimiento ordenado.
En un movimiento clave para garantizar la continuidad del suministro de combustibles en la región, Argentina y Paraguay acordaron extender hasta abril de 2027 la operatoria de alijo y trasbordo de hidrocarburos en el kilómetro 171 del río Paraná Guazú. Esta prórroga de 14 meses otorga previsibilidad a uno de los nodos logísticos más estratégicos de la Vía Navegable Troncal.
Un nodo estratégico para el Cono Sur El punto ubicado en el Km 171 es fundamental para que buques de gran calado puedan transferir carga a barcazas de menor porte que luego abastecen los mercados de Paraguay y el Litoral argentino. Sin esta zona de alijo habilitada, la estructura de costos logísticos sufriría un incremento significativo, afectando directamente el precio final de los combustibles en los países de la cuenca.
Estabilidad tras la negociación bilateral El acuerdo, formalizado tras intensas gestiones entre las cancillerías y autoridades portuarias de ambos países, busca evitar cuellos de botella en la navegación fluvial. La extensión del régimen permite a las empresas planificar sus contratos de transporte con mayor horizonte, blindando el sistema ante posibles contingencias operativas o cambios bruscos en las normativas aduaneras durante el próximo año.
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Impacto en el abastecimiento regional Para los operadores del sector, esta noticia es un alivio operativo. La continuidad de estas maniobras en el Paraná Guazú asegura que el flujo de hidrocarburos no se vea interrumpido, manteniendo la eficiencia de la Hidrovía como principal arteria de integración energética regional. Se espera que esta medida sea el preludio de nuevas mejoras tecnológicas en el monitoreo de cargas en dicho punto.
La Visión de Runrún Energético: La energía no es solo extracción; es transporte y logística. La prórroga en el Km 171 demuestra que, más allá de las discusiones tarifarias por el peaje de la Hidrovía, existe una voluntad técnica de ambos países por no frenar el motor energético del Mercosur. En Runrún celebramos la previsibilidad: en un mercado de márgenes ajustados, saber que el trasbordo está garantizado por los próximos 14 meses es una ventaja competitiva para toda la cadena.
YPF, la mayor empresa de energía de la Argentina, inició el proceso formal para desprenderse de su participación accionaria en Metrogas, una de las principales distribuidoras de gas del país. La compañía que preside Horacio Marín autorizó a mediados de enero al Citi —el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta— a empezar a contactar a inversores interesados en el activo. Así lo confirmaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí. Consultados por este medio, desde Metrogas evitaron realizar comentarios.
El Citi incluso ya firmó acuerdos de confidencialidad (NDA’s por sus siglas en inglés) con algunos de esas empresas. Es la condición necesaria para acceder al data room de Metrogas y conocer las especificaciones de venta que pretende YPF. El objetivo de máxima es lograr que participe algún jugador internacional que no está presente en la Argentina. Se descuenta que, de base, habrá interés de players locales.
Un negocio con un horizonte despejado
YPF aspira a obtener más de US$ 600 millones por su participación del 70% en Metrogas. La petrolera bajo control estatal posee el 100% de las acciones Clase A de la distribuidora (que representan un 51% del capital social) y un 38,7% de las Clase B, que equivalen al 19% de la masa accionaria total.
La Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para el período 2025-2030 que terminó el gobierno de Javier Milei a mediados del año pasado recompuso la situación económico-financiera de Metrogas, que durante años estuvo complicada por el atraso tarifario en que incurrieron las administraciones kirchneristas y por el impacto de las crisis cambiarias que enfrentó el país (la compañía tuvo que ‘purgar ‘ un crédito en dólares por casi US$ 250 millones tomado en 2017 que la tuvo al borde del quebranto a fines de la década pasada).
La distribuidora cuenta con un horizonte despejado por los próximos cinco años en cuanto a sus ingresos por tarifas. En parte por eso, su negocio se expresa hoy en celeste: las ventas anuales superan los US$ 800 millones y el EBITDA ronda los US$ 150 millones. Con más de 2,4 millones de usuarios —la distco que más clientes posee— y un 20% del mercado de gas residencial del país, su valor bursátil se ubica en torno a los 1100 millones de dólares.
“Con el riesgo país por debajo de los 500 puntos y un buen entorno de negocios es el momento indicado de lanzar el proceso de venta”, indicó una fuente que sigue de cerca la iniciativa. Es una operación que se espera desde hace años en el mercado porque, en rigor, según lo establecido por la Ley del Gas (24.076), una productora —en este caso la mayor como YPF— no puede tener el control mayoritario de una distribuidora. La petrolera bajo control estatal consiguió un waiver del Enargas cuando en noviembre de 2012 adquirió el 54% de Gas Argentino (GASA), la sociedad controlante de Metrogas que estaba en poder de la británica British Gas (BG).
La extensión de licencia de Metrogas
La Ley Bases autorizó a las licenciatarias del mercado regulado de gas natural —tanto transportistas como distribuidoras— a solicitar una extensión de sus contratos por 20 años. El Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo, ya avanzó con la firma de algunas prórrogas, como en el caso de TGS.
Sin embargo, el expediente de Metrogas tiene algunas particularidades que requieren de un aval especial de la Procuración del Tesoro. Una de ellas viene de larga data: en 2006, la BG inició un juicio en el Ciadi contra la Argentina por el incumplimiento de los contratos de concesión tras la salida de la Convertibilidad en 2001.
La empresa británica logró que el tribunal arbitral falle a su favor en 2011 por US$ 185 millones. La Argentina terminó pagando esa cifra unos años más tarde cuando la Justicia de EE.UU. confirmó en distintas instancias esa sentencia.
A raíz de eso, cuando la administración de Cambiemos realizó la Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el período 2017-2022, el Ejecutivo negoció con Metrogas que incluya en su plan de inversiones un paquete de obras obligatorias por un monto equivalente al que BG obtuvo en el Ciadi.
Marín, presidente y CEO de YPF, quiere concretar la venta de Metrogas para concentrar su inversión en Vaca Muerta.
La situación se volvió a complejizar cuando el gobierno de Alberto Fernández volvió a incumplir los esquemas tarifarios que se habían suscripto durante la gestión de Mauricio Macri y la cláusula del acuerdo con Metrogas que ‘cauterizó’ la herida del juicio de BG en el Ciadi devino en abstracta. De hecho, en 2022 el ex interventor del Enargas Federico Bernal habilitó a las distribuidoras a suspender sus programas de inversión con tal de no autorizar subas de tarifas.
La Procuración del Tesoro, a cargo de Santiago Castro Videla, debe ahora reencauzar un expediente con incumplimientos varios antes de autorizar la extensión de la licencia hasta 2047 (la concesión actual de Metrogas expira en 2027). Se espera que durante febrero el equipo de abogados de Procuración y de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, terminen de ordenar la documentación correspondiente y firmen la prórroga. En YPF esperan ese hito formal para acelerar con el proceso de venta a cargo del Citi, pero en el mientras tanto decidieron avanzar y empezar a testear el interés del mercado por la distribuidora.
El vicepresidente J.D. Vance anunció la creación de una zona comercial preferencial para los minerales críticos.
El gobierno de los Estados Unidos anunció la creación de una zona comercial preferencial para minerales críticos. El anuncio corrió por cuenta del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio, quienes invitaron a los representantes de la Argentina y de otros 54 países presentes en una cumbre en Washington a confirmar su adhesión.
Como adelantó EconoJournal, 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, informaron Vance y Rubio en la cumbre de minerales críticos celebrada este miércoles en Washington.
«La administración Trump propone un mecanismo concreto para devolver el mercado mundial de minerales críticos a un estado más saludable y competitivo. Una zona comercial preferencial para minerales críticosprotegida de perturbaciones externas mediante precios mínimos exigibles«, dijo Vance.
En representación de la Argentina asistió el titular del Ministerio de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, acompañado por el secretario de Minería, Luis Lucero. Quirno mantuvo el martes un encuentro con el CEO de Glencore, Gary Nagle, la empresa detrás de los proyectos de cobre El Pachón, en San Juan, y MARA, en Catamarca.
«Ambos (proyectos) fueron presentados al RIGI y, en conjunto, sumarían una inversión cercana a los 14.000 millones de dólares, con un impacto decisivo en la producción, las exportaciones y la generación de empleo en nuestro país», publicó el canciller argentino en su cuenta de X.
Minerales críticos: zona prefrencial con precios mínimos
El secretario de Estado, Marco Rubio.
Los funcionarios explicaron que la intención de EE.UU. es conformar un bloque comercial con países aliados y socios para el comercio de minerales críticos, con precios mínimos o referencia para vehiculizar las inversiones.
«Para los miembros de la zona preferencial, estos precios de referencia funcionarán como un piso mantenido a través de tarifas ajustables para mantener la integridad de los precios. Queremos eliminar ese problema de personas que inundan nuestros mercados con minerales críticos baratos para socavar a nuestros productores nacionales», explicó el vicepresidente.
«Independientemente de la cantidad de material que fluya al mercado global, los precios dentro de la zona comercial preferencial se mantendrán constantes. Con el tiempo, nuestro objetivo dentro de esa zona es crear diversos centros de producción, condiciones de inversión estables y cadenas de suministro que sean inmunes al tipo de interrupciones externas», agregó en referencia a las prácticas de manipulación de precios en las commodities que China práctica según Washington.
Los funcionarios buscarán que las 50 delegaciones presentes confirmen su adhesión a esta área comercial. «La membresía será vital para las economías en desarrollo que buscan expandir la capacidad minera y será igual de importante para las economías avanzadas que dependen de estos materiales para sostener sus industrias avanzadas, su crecimiento y seguridad», marcó Vance.
«Si bien creemos que el mercado de Estados Unidos es lo suficientemente grande como para crear su propia zona crítica de comercio de minerales, todo este esfuerzo será más fuerte y mucho más competitivo si lo construimos juntos», cerró el vicepresidente.
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) lanzó la consulta pública del primer proceso de subasta de energía eólica offshore en España, abriendo formalmente el camino hacia el despliegue competitivo de esta tecnología.
El borrador propuesto establece un modelo de contrato por diferencia (CfD) con entrega física, e incorpora variables adicionales como impacto ambiental, empleo y localización. En tanto que la consulta estará abierta hasta el 24 de febrero, permitiendo que empresas, asociaciones y administraciones puedan enviar observaciones que ayuden a definir los términos finales de la convocatoria.
“La licitación se centrará en la tecnología flotante”, indica el documento oficial, alineado con las características geográficas de los fondos marinos del país.
Este anuncio se produce más de un año después de la aprobación del marco jurídico para la eólica costa fuera, y pocos meses tras la publicación del Real Decreto 962/2024, que regula la producción de electricidad renovable en instalaciones marítimas. La medida completa el andamiaje legal necesario para que el país avance en la construcción de este nuevo mercado.
Europa cuenta actualmente con 37 GW de potencia offshore instalada, mayoritariamente con cimentación fija; y en el caso español, la Hoja de Ruta para el Desarrollo de la Eólica Marina fija un objetivo de entre 1 y 3 GW instalados hacia 2030, meta que dependerá directamente del ritmo de adjudicación de capacidad y de la ejecución de los proyectos en cola.
En paralelo, el gobierno ha puesto en marcha programas de apoyo clave como PORTS 5.0 y EOLMAR, gestionados por Puertos del Estado y el IDAE, y financiadas con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) que movilizan más de 200 millones de euros para fomentar inversiones en innovación, digitalización portuaria, integración de energías renovables e infraestructuras logísticas adaptadas al offshore.
El programa busca adaptar muelles, explanadas y superficies operativas, mejorar servicios para su puesta en marcha y facilitar las operaciones de fabricación, ensamblaje e instalación.
Galicia ha sido una de las regiones más activas, exigiendo un calendario claro de subastas y una planificación eléctrica coherente con el cierre progresivo de centrales térmicas. Por su parte, Canarias se posiciona como territorio estratégico para la implementación de proyectos piloto, gracias a sus condiciones técnicas, alto coste del sistema eléctrico y experiencia previa en renovables.
En este contexto, el FES Iberia 2025 fue escenario de un llamado multisectorial a acelerar el despliegue regulatorio. Allí, Pablo Fernández Vila , director general de Planificación Energética y Minas de la Xunta de Galicia, declaró: «En Galicia, queremos participar en la primera subasta de energía eólica marina».
Mientras que,Alberto Hernández Suárez , director general de Energía del Gobierno de Canarias, señaló que la región aspira a liderar el desarrollo de la energía eólica offshore en España y exigió acciones inmediatas. Esta temática será un eje clave en la próxima edición, FES Iberia 2026, que tendrá lugar el 12 de febrero en Madrid, y ya cuenta con entradas disponibles.
Más de 40 proyectos en marcha: el ecosistema industrial ya se prepara para competir
Según un relevamiento de Energía Estratégica, más de 40 preproyectos de eólica marina están actualmente en tramitación en España, con una potencia acumulada superior a 20.000 MW. Esta cartera refleja el interés sostenido del ecosistema privado, que desde hace más de un año espera definiciones para avanzar en permisos, estudios de impacto y compromisos financieros.
Los proyectos se distribuyen a lo largo de las costas de Galicia, Canarias, Cataluña, Andalucía, Comunidad Valenciana y Baleares, y están promovidos por actores clave del sector como Iberdrola, BlueFloat Energy, Ocean Winds, Capital Energy, Greenalia, Naturgy, Cobra, Acciona, Saitec, Vestas, RWE y TotalEnergies, entre otros.
En Galicia, uno de los territorios con mayor proyección industrial, sobresale el proyecto Nordés, impulsado por Greenalia, con una potencia prevista de 540 MW frente a la costa norte. También han presentado solicitudes otras empresas como BlueFloat Energy y Capital Energy, con desarrollos en distintas zonas del litoral gallego.
Canarias concentra propuestas clave por su alto coste eléctrico, independencia del sistema peninsular y condiciones técnicas favorables. Allí destaca el parque Granadilla Offshore, de 240 MW, promovido por Naturgy y Cobra. Además, firmas como Plenitude (Eni), BlueFloat y Capital Energy han solicitado autorización para instalar plataformas flotantes en el archipiélago.
En la costa catalana, el Parque Tramuntana, desarrollado por BlueFloat y Cobra, se posiciona como uno de los proyectos más avanzados de todo el país, con una potencia estimada de 500 MW. Su ubicación y grado de madurez lo convierten en un candidato fuerte para participar en la primera subasta.
En Andalucía, Iberdrola ha registrado el proyecto Costa Afuera, aún en fases iniciales pero con fuerte interés estratégico por su cercanía a puertos industriales y acceso a red eléctrica.
La Comunidad Valenciana y Baleares también forman parte de la hoja de ruta del offshore nacional, con iniciativas presentadas por la alianza BlueFloat-Vestas, que busca desplegar tecnología flotante en ambos territorios, aprovechando su cercanía a nodos logísticos y zonas de alta demanda.
Por su parte, Capital Energy mantiene una estrategia territorial extensa, con solicitudes distribuidas en todo el arco norte y este del país, cubriendo desde el Cantábrico hasta el Mediterráneo.
Con la apertura oficial de la consulta pública, España pone en marcha el mecanismo esperado por toda la cadena de valor. Las reglas comienzan a delinearse. Las inversiones están listas. Y el reloj hacia la primera subasta de eólica marina en el país ya está en marcha.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) recibió ocho proyectos renovables en el vigente llamado del año del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al cuarto trimestre de 2025.
Las iniciativas en conjunto suman 737,9 MW de potencia y solicitan prioridad de despacho, aunque la capacidad mínima solicitada por los proyectos alcanza los 551 MW, mientras que el máximo se eleva a 635 MW.
Los ocho proyectos se distribuyen en cinco solares (544 MW) y tres eólicos (193,9 MW). Las iniciativas fotovoltaicas se ubican en Buenos Aires, Corrientes, Formosa, Catamarca y San Juan, y solicitan un mínimo conjunto de 529 MW.
Por su parte, los tres parques eólicos compiten exclusivamente en la provincia de Buenos Aires, con potencias solicitadas que van de 22 a 91 MW, dentro del corredor Patagonia – PBA.
Sin embargo, el escenario técnico es complejo: el sistema de transporte eléctrico impone serias limitaciones para este llamado, ya que sólo 50 MW cuentan con disponibilidad plena para inyectar energía sin restricciones, ubicados exclusivamente en el corredor Misiones – NEA – Litoral, según el Anexo III publicado por CAMMESA.
Por ende, sólo dos proyectos compiten bajo el MATER Pleno, es decir, con prioridad de despacho efectiva e inmediata:
PS Aluar Abasto (24 MW), de la compañía Aluar, una de las mayores productoras de aluminio del país
El resto de la capacidad solicitada se encuentra sujeta a la modalidad de asignación Referencial “A”, un esquema que implica la posibilidad de hasta un 8% de curtailment (limitación de generación) hasta tanto se habiliten las obras de infraestructura necesarias, repartida de la siguiente manera.
Patagonia – Buenos Aires: 190 MW disponibles + 200 MW adicionales si los proyectos son solares.
Centro – Cuyo – NOA: sólo 32 MW adjudicables, exclusivamente para tecnología eólica.
Misiones – NEA – Litoral: hasta 475 MW con posibilidad de prioridad sin limitaciones, aunque sólo 50 MW de ellos son considerados sin restricciones.
MATER 360: obras de infraestructura en análisis
Entre los proyectos presentados se destacan dos parques solares que contemplan obras asociadas a infraestructura de transmisión y/o sistemas de almacenamiento de energía, bajo el esquema MATER 360. Ambas iniciativas pertenecen a la firma Genneia con 450 MW de potencia en conjunto y que se ubican en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino:
PS Sol del Valle (300 MW): incluye la compensación Shunt Malvinas 132 kV, el reemplazo del capacitor serie en la ET Recreo, y la ampliación de la transformación en la ET La Rioja Sur 132/500 kV.
PS Tocota III (150 MW): abarca la adecuación de la ET Bauchaceta, la normalización de la LAT Calingasta–Rodeo y la incorporación de un sistema BESS (Battery Energy Storage System).
De este modo, la mayor generadora renovable del país repite la estrategia que ha implementado en anteriores convocatorias, sumando a su portafolio de más de 1500 MW proyectos de almacenamiento, obras de transmisión eléctrica y abastecimiento a grandes consumidores como data centers.
La convocatoria de CAMMESA cerró el pasado 16 de enero, y ahora se espera la definición de los posibles desempates para que, el próximo 13 de febrero, finalmente se anuncien los proyectos adjudicados.
Colombia puso en marcha una nueva subasta a largo plazo que modifica aspectos clave del diseño anterior, con el objetivo de corregir las dificultades que enfrentaron las convocatorias de 2019 y 2021. Entre los principales cambios se destacan la inclusión del almacenamiento como tecnología central, productos adaptados a los perfiles reales de generación y un horizonte de obligaciones extendido hasta 2035, lo que permite mayor bancabilidad y competitividad en los proyectos.
Álvaro Pérez Ramírez, Manager en AFRY, explicó que el nuevo mecanismo introduce mayor flexibilidad para los generadores y un diseño más complejo. La posibilidad de declarar curvas horarias reales, incorporar baterías y ampliar los plazos responde directamente a los cuellos de botella que enfrentaron los desarrollos anteriores, muchos de los cuales no llegaron a operar, principalmente por demoras en licencias, transmisión y cierre financiero.
“En Colombia, construir un proyecto renovable grande toma más tiempo del que se pensaba en las primeras subastas”, señaló Pérez Ramírez, en referencia a que las condiciones anteriores no contemplaban la madurez real del mercado local ni los tiempos regulatorios para la ejecución de obras de gran escala.
En ese sentido, los nuevos plazos permiten alinear los contratos con los ciclos reales de desarrollo, reduciendo el riesgo de penalizaciones y generando mayor confianza para actores internacionales.
La experiencia acumulada en los últimos siete años evidenció la necesidad de rediseñar el mecanismo, no solo para garantizar que los proyectos adjudicados se construyan, sino también para permitir una integración más eficiente al sistema.
El esquema anterior, con bloques planos de energía, ofrecía certezas a la demanda pero penalizaba tecnologías como la solar, cuyo perfil no es constante a lo largo del día. Ahora, los productos permiten declarar curvas reales de generación y se introducen opciones específicas como los híbridos solar + baterías, orientados a cubrir la demanda entre las 17:00 y las 21:00, uno de los momentos más críticos del sistema.
Esta diferenciación técnica también considera a los sistemas de almacenamiento como soluciones autónomas. Un proyecto de baterías stand-alone puede desplazar energía desde las horas más baratas hacia los picos de consumo, lo que no solo mejora la confiabilidad sino que también ayuda a reducir emisiones al reemplazar generación fósil en esas franjas horarias.
El nuevo esquema marca un punto de inflexión en el reconocimiento del almacenamiento como activo de confiabilidad del sistema, no solo como respaldo renovable.
“Se muestra una clara intención de que el almacenamiento con baterías se convierta en pieza central dentro del mix de generación”, remarcó el especialista de AFRY.
La publicación del decreto CREG 701 103 de 2025, que establece un marco para los Sistemas de Almacenamiento en Baterías (SAEB), fue un paso previo en esa dirección, aunque aún queda trabajo pendiente en términos de operación y servicios complementarios.
Entre los aspectos que aún deben afinarse, destaca la necesidad de una regulación clara sobre cómo despachar, valorar las desviaciones e integrar los sistemas de almacenamiento al mercado de servicios auxiliares. A esto se suma la persistente problemática en la ejecución de obras de transmisión, que sigue siendo uno de los principales riesgos estructurales del sector. Si estas infraestructuras no avanzan a tiempo, los proyectos podrían volver a quedar sin conexión, como ya ocurrió en ciclos anteriores.
En cuanto a las señales de precio, uno de los puntos técnicos más finos del diseño, Pérez Ramírez advirtió que los techos deben ser lo suficientemente flexibles como para permitir el ingreso de tecnologías como el almacenamiento.
Las baterías operan por arbitraje, cargando energía en momentos de bajo precio y entregándola en las horas más caras del día, que coinciden con las de mayor tensión para el sistema; por lo que limitar artificialmente los precios de esas horas podría neutralizar el incentivo económico de estas tecnologías y restringir su desarrollo.
A esto se suma un punto ineludible para garantizar la continuidad de la inversión: la estabilidad institucional. Sin reglas claras y sostenidas en el tiempo, incluso los mejores mecanismos pierden tracción.
“Si las reglas cambian cada pocos años, la inversión se retrae”, advirtió el ejecutivo.
La nueva subasta colombiana representa así un intento de aprendizaje institucional que busca consolidar un ecosistema de contratación eléctrica más robusto, previsible y alineado con los desafíos técnicos de la transición energética. Queda ahora por verse cómo responde el mercado ante esta mayor complejidad de productos y condiciones, y si la demanda mostrará el apetito necesario para acompañar la transformación.
La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) lanzó una convocatoria urgente para fomentar proyectos de energías limpias en América Latina y acelerar el financiamiento.
La iniciativa invita a desarrolladores y gobiernos a presentar propuestas de inversión antes del 1 de marzo de 2026, fecha límite para asegurar una prioridad de evaluación en la agenda multilateral, a fin que puedan ser catalizadores de cambio en la matriz energética regional, desde la solar y eólica hasta soluciones innovadoras de bioenergía y tecnologías de respaldo energético.
Mientras que los países elegibles son Argentina, Belice, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana, Surinam, Uruguay y Venezuela.
¿Cómo aplicar? Para ser elegibles para el CIP, los proyectos deben superar la etapa conceptual y estar alineados con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y las prioridades nacionales de acción climática.
En tanto que la plataforma ETAF se centra en proyectos de mediana a gran escala que requieren una inversión de capital significativa, lo que significa que dichas iniciativas deben haber completado estudios de viabilidad y demostrar su disponibilidad para recibir financiamiento.
El CIP es una iniciativa conjunta de IRENA, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y Energía Sostenible para Todos (SEforALL), en colaboración con el Fondo Verde para el Clima (FVC). El CIP busca impulsar la movilización de capital y la inversión de impacto en energías renovables en países en desarrollo.
Requisitos de gasto de capital de al menos USD 25 millones para proyectos privados o asociaciones público-privadas (APP) y USD 10 millones para proyectos del sector público.
Un nivel de preparación que incluye un estudio de viabilidad completo, disponibilidad de la red, acuerdos de compra y preparación financiera.
Además, la convocatoria de IRENA coincide con un momento en que organismos como la Organización Latinoamericana de Energía (OLACDE) resaltan la importancia de la cooperación regional para alcanzar ambiciosos objetivos —como la iniciativa RELAC, que apunta a que el 70 % de la generación eléctrica provenga de renovables para 2030— y a multiplicar la capacidad solar en la región en las próximas décadas.
Quantum America llevará adelante el 23º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas del 13 al 17 de abril de 2026 en Foz de Iguazú, Brasil, una de las ciudades más relevantes del sur del país y destino turístico reconocido a nivel mundial por albergar las Cataratas del Iguazú, una de las siete maravillas naturales del mundo.
El encuentro se desarrollará en el JL Hotel by Bourbon y reunirá a profesionales, directivos y funcionarios del sector energético y de los servicios públicos de toda Latinoamérica, en una propuesta que combina formación técnica de alto nivel, intercambio regional y networking, en un entorno pensado para potenciar la experiencia integral de los participantes.
A lo largo de cinco jornadas, el seminario propone una experiencia inmersiva, diseñada para abordar los principales desafíos actuales de la regulación, el diseño tarifario y la transición energética en la región, integrando teoría, práctica y análisis comparado.
“Vivir una experiencia en el marco de una de las maravillas del mundo es parte del concepto del seminario. Es un espacio para aprender y hacer networking, conectar con la naturaleza y llevarse una experiencia vivencial junto a todos los asistentes”, explicó MarianaGaleotti, coordinadora general del evento, en diálogo con Energía Estratégica.
La elección de Foz de Iguazú responde a esta mirada integral: una ciudad estratégica por su ubicación en la triple frontera entre Brasil, Argentina y Paraguay, que combina infraestructura, conectividad regional y un entorno natural que favorece el intercambio y la construcción de vínculos profesionales.
Una agenda flexible, adaptada a cada perfil profesional
Con más de dos décadas de trayectoria, Quantum America ha desarrollado una sólida experiencia en formación ejecutiva, respaldada por la realización de 22 seminarios internacionales y la participación de más de 1.500 asistentes de Latinoamérica, a lo que se suman numerosas capacitaciones in company realizadas en la región.
“Además de brindar servicios de consultoría especializada en regulación y cálculo de tarifas, apostamos a la transferencia de conocimiento, formando profesionales y equipos técnicos que hoy participan de manera directa en los procesos regulatorios y tarifarios”, añadió Galeotti.
El seminario cuenta con 44 presentaciones en sesiones simultáneas, que serán dictadas por expositores con experiencia de más de 20 años en consultoría y como oradores en congresos internacionales.
A su vez, el programa académico se estructura en tres grandes ejes temáticos, que permiten un abordaje progresivo y flexible de los contenidos: Fundamentos Teóricos, Teoría Aplicada y Estado del Arte.
Uno de los diferenciales del evento es su formato modular, que permite a cada participante diseñar su propia agenda según el sector de interés -Electricidad, Gas Natural o Agua y Saneamiento- y el nivel de profundización requerido.
Este esquema brinda una inmersión equivalente a un programa ejecutivo de 30 horas, focalizado en regulación, tarifas, tendencias y soluciones aplicables al contexto latinoamericano.
“Necesitamos profesionales que sean abanderados del cambio. Es importante que quienes actúan en las empresas y organismos regulados se formen. Además, el fortalecimiento de las asociaciones de defensa de los consumidores que aporten su visión con conocimiento técnico al proceso regulatorio es esencial para permitir la existencia de un consumidor protagonista”, señaló FernandoDamonte, gerente general de Quantum America.
Además, Damonte agregó que “los participantes podrán adquirir un conocimiento transversal de toda la región para entender las mejores prácticas, tendencias y soluciones que se aplican en Latinoamérica y en el mundo, para luego implementarlas en su ámbito de actuación”.
“Este evento es ideal para quienes buscan mantenerse actualizados sobre los últimos avances en la regulación y desean conocer las mejores prácticas, ya que aporta un conocimiento en profundidad sobre aspectos clave de la regulación de los servicios públicos”, concluyó.
A quiénes está dirigido el seminario
El seminario está orientado a directores, gerentes y profesionales de empresas de Electricidad, Gas Natural, Agua y Saneamiento; funcionarios y equipos técnicos de entes reguladores; y profesionales —abogados, economistas, ingenieros, contadores y administradores— involucrados en la relación regulador–empresa–consumidor.
La agenda completa, el programa detallado y los costos de inscripción se encuentran disponibles en la página web oficial de Quantum America. Quienes se inscriban de parte de Energía Estratégica accederán a un descuento adicional durante todo el mes de febrero, presentando el código SEMINARIO26.
Para más información, los interesados pueden comunicarse vía WhatsApp al +54 9 351 205 2299 o escribir a mcgaleotti@quantumamerica.com o lferreyra@quantumamerica.com
Iberdrola y Norges Bank Investment Management han alcanzado los 1500 MW de capacidad renovable en operación a través de su alianza estratégica a largo plazo. Esta nueva aportación incluye las plantas fotovoltaicas de Caparacena (330 MW) y Ciudad Rodrigo (316 MW), situadas en Granada y Salamanca (España).
Al igual que en anteriores incorporaciones, Iberdrola mantendrá una participación mayoritaria del 51 % en estos activos.
Con estas aportaciones, las empresas siguen reforzando su sociedad de co-inversión de más de 2.000 millones de euros en España y Portugal. De hecho, se espera que en un futuro próximo se aporten a la empresa conjunta, creada en 2023 para acelerar la electrificación, activos que se encuentran actualmente en fase avanzada de construcción, centrándose inicialmente en la Península Ibérica, pero con potencial de expansión a otras zonas geográficas.
En concreto, Caparacena y Ciudad Rodrigo ya producen energía limpia para abastecer a más de 800.000 personas al año en las regiones de Granada y Salamanca, y contribuyen a evitar la emisión de 85.000 toneladas de CO2.
Norges Bank Investment Management gestiona activos por valor de alrededor de 1,7 billones de euros y tiene participaciones en más de 9.000 empresas de todo el mundo, lo que supone una media del 1,5% de todas las empresas cotizadas a nivel mundial y del 2,5% en toda Europa.
Norges Bank Investment Management es uno de los mayores accionistas de Iberdrola desde hace más de siete años, con una participación cercana al 3%. Aprovechando esta larga relación, Norges Bank Investment Management se ha asociado con Iberdrola para realizar su primera inversión directa en activos renovables en España.
Esta alianza reúne a dos líderes en su sector: Iberdrola, la mayor utility de Europa por capitalización bursátil, y Norges Bank Investment Management, uno de los mayores fondos soberanos del mundo. Juntos, refuerzan una alianza estratégica a largo plazo que podría expandirse a nuevas oportunidades renovables en otros mercados.
TGN (Transportadora de Gas del Norte S.A.) informa la designación de Horacio Pizarro como nuevo Director General, quien asumió el cargo a partir del 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.
Horacio Pizarro es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA) y cuenta con un Posgrado en Explotación de Yacimientos e Ingeniería de Reservorios del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA). Desde hace 25 años Horacio ha desempeñado diversos cargos en la Organización Techint, destacándose recientemente como Director Senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.
Por su parte, desde 1992 – año de la creación de TGN – Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de la compañía. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como Director General, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella profunda, no solo en los resultados alcanzados, sino también en su cultura y forma de trabajar día a día.
“Agradezco profundamente la gestión de Daniel Ridelener y el equipo que consolidó en TGN. Su liderazgo y visión sentaron las bases para la expansión de nuestro sistema de transporte. Nuestro compromiso es cuidar ese legado, profundizando la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento que acompañan el desarrollo energético del país”, dijo Horacio Pizarro, nuevo Director General de TGN.
“Horacio reúne las capacidades técnicas, de gestión y de liderazgo que TGN necesita para su próxima etapa. Me honra haber sido parte de TGN desde sus inicios y agradezco por todos estos años de trabajo junto a un gran equipo que trabaja todos los días para mover el gas que se consume en nuestro país y en países vecinos. Estoy convencido que TGN bajo la conducción de Horacio seguirá cumpliendo un rol clave en el desarrollo de nuestra industria”, destacó Daniel Ridelener.
La operación no implica un aumento en el nivel de endeudamiento ni una extensión de los plazos actuales
MSU Energy, la compañía del Grupo MSU del empresario Manuel Santos Uribelarrea, anunció que prevé realizar este miércoles una emisión de Obligaciones Negociables (ON) en el mercado local con el objetivo de fortalecer su estructura de capital a través de la precancelación de deuda bancaria. Según informó la compañía, la operación no implica un aumento en el nivel de endeudamiento ni una extensión de los plazos actuales, sino que apunta a una optimización del perfil financiero.
El capital de la emisión será amortizado en dos cuotas iguales, con vencimientos previstos para julio y octubre de 2027. La estrategia se apoya en el desempeño operativo y financiero de la empresa que viene mostrando flujos de fondos estables y previsibles, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado difundido este martes.
Emisión de Obligaciones Negociables
La calificadora FIX SCR elevó recientemente la calificación crediticia de MSU Energy a AA-(arg), con perspectiva estable. La mejora fue atribuida a la solidez de su negocio consolidado y a una estructura financiera considerada robusta.
Se trata de una decisión que se alinea con la expansión estratégica del Grupo MSU en el mercado energético de la Argentina y que ocurre tras la reciente incorporación de la Hidroeléctrica El Chocón al portafolio del holding.
Operaciones de MSU Energy
MSU Energy opera centrales térmicas de ciclo combinado en General Rojo, Barker y Villa María, En conjunto, estas plantas suman una capacidad instalada total de 750 megavatios (MW).
La emisión de ON se enmarca en un escenario en el que las empresas del sector buscan alternativas de financiamiento en el mercado de capitales para reordenar pasivos y mejorar su perfil financiero, en un contexto de mayor atención al costo del capital y a la sostenibilidad de los flujos de ingresos, concluyeron desde la compañía.
Marco Lavagna, renunció la conducción del Indec este lunes disconforme por la decisión de frenar el nuevo índice.
La decisión oficial de no actualizar el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que derivó este lunes en la renuncia del titular del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), Marco Lavagna, se explica fundamentalmente por los aumentos de tarifas de gas natural y electricidad previstos para este año y la mayor ponderación de este rubro en el nuevo indicador, lo que iba a dar como resultado una mayor inflación.
A partir de enero, el Indec comenzó a implementar una nueva fórmula para medir la suba de precios. El cambio sustancial, ahora frenado, consistió en la utilización de una nueva canasta de consumo surgida de la Encuesta Nacional de Gastos de los Hogares (ENGHo) del 2017-2018 en reemplazo del relevamiento de 2004.
En la nueva canasta, la ponderación asignada a “Vivienda, Agua, Electricidad y otros combustibles” pasaba de 9,4 a 14,5 por ciento. A su vez, el subrubro “Electricidad, gas y otros combustibles” aportaba 5,9 puntos porcentuales, mientras que, en el esquema que se venía aplicando representa entre 2,54 y 3,74 puntos porcentuales según la región.
Es decir, las tarifas de los servicios públicos iban a tener un mayor peso en el índice, justo cuando el gobierno comenzó a autorizar subas más significativas luego de un año en el que se le puso un freno relativo a ese ajuste durante el segundo semestre por razones electorales, tal como informó EconoJournal.
Aumentos tarifarios previstos para este año
El gobierno informó el viernes que la tarifa de gas natural iba a subir 16,86% en promedio a nivel nacional por una combinación de factores que incluyen la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con las distribuidoras, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales, la puesta en marcha del nuevo esquema de subsidios y la fijación de un nuevo precio del gas fijo para todo el año destinado a reducir el impacto estacional.
En el caso de la electricidad, EconoJournal informó el viernes que el gobierno autorizó a partir de febrero una suba del precio mayorista de 21% por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.
En febrero el impacto de esa suba está concentrado fundamentalmente en el 40% de los usuarios que no perciben subsidios –los ex N1– con subas superiores al 10% en la factura final. Para el otro 60% que recibe subsidio –los ex N2 y la gran mayoría de los N3–, en el corto plazo ese mayor ajuste no se va a notar porque el gobierno incrementó excepcionalmente la bonificación que reciben con el objetivo de suavizar la transición entre el viejo régimen de segmentación y el actual. Esa bonificación arrancó en enero en el 75% del precio mayorista de la electricidad, pero se va a ir reduciendo mes a mes hasta quedar en 50% a fin de año.
Al incremento en el precio mayorista, se le suma, al igual que en el gas natural, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales y la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que permanecen bajo jurisdicción nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorga en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027.
Por todas estas razones, la suba de tarifas va a terminar promediando este año un incremento mensual superior al de la inflación, aumento que con la nueva canasta de gastos iba a tener una ponderación mayor dentro del IPC.
El ministro de Economía, Luis Caputo, aseguró este martes que, si se hubiera seguido adelante con el cambio de la canasta, el IPC de enero no iba a dar más sino “una décima menos”. Algunas fuentes desmienten ese dato, pero, aunque eso fuera cierto, el mayor impacto de las tarifas no se preveía para enero sino, como se remarcó, a partir de febrero.
El ministro Caputo posteó este martes que la inflación iba a dar más baja en enero con el nuevo índice.
Además, si bien es cierto que el trazo grueso del aumento tarifario ya se concretó, porque el gobierno redujo de 1,5% a 0,65% del PBI los subsidios energéticos entre 2023 y 2025, el compromiso oficial es llevar ese porcentaje a 0,5% este año y ese esfuerzo adicional de la población –vinculado sobre todo a la sintonía fina del ajuste—es lo que se busca disimular manteniendo el viejo IPC.
En una operación que redefine el mapa de poder en la cuenca neuquina, Vista Energy anunció la adquisición de las participaciones de la noruega Equinor en los bloques estratégicos Bandurria Sur y Bajo del Toro. La transacción, valorada en un neto de u$s 712 millones (entre efectivo y acciones), marca un punto de inflexión tanto para la compañía de Miguel Galuccio como para la estrategia energética nacional.
La consolidación de un gigante independiente: Con este movimiento, Vista suma 22.000 barriles diarios a su producción y se encamina firmemente hacia su meta de 150.000 boe/d para 2026. Tras la reconfiguración de participaciones con YPF, Vista queda con el 25,1% de Bandurria Sur y el 35% de Bajo del Toro, consolidándose como el operador privado con mayor inventario de alta calidad en el “corazón” de la formación.
Equinor: Apuesta total al Mar Argentino La salida de Vaca Muerta no implica un abandono del país por parte de Equinor, sino una especialización radical. La compañía noruega ha decidido concentrar el 100% de sus cañones técnicos y financieros en el offshore. Tras los resultados de Argerich-1, la firma busca liderar la exploración en las cuencas de aguas profundas, donde su experiencia global le otorga una ventaja competitiva única.
Confianza en el mercado local: El acuerdo incluye un componente de pago en acciones (ADS) de Vista, lo que demuestra que Equinor mantiene su confianza en el valor del subsuelo argentino, aunque bajo un modelo de participación indirecta. Esta rotación de activos es vista por el mercado como una señal de madurez de Vaca Muerta, donde las “majors” dejan paso a operadoras de nicho más ágiles para acelerar el desarrollo.
La Visión de Runrún Energético
Esta operación es un “ganar-ganar” para el sistema. Por un lado, Vista inyecta la velocidad y el capital de una operadora enfocada puramente en el shale para batir récords de producción. Por otro, Equinor libera recursos para la frontera más ambiciosa: el offshore. En Runrún creemos que este recambio de piezas es el motor que necesitaba la industria para asegurar, simultáneamente, el superávit petrolero actual y la soberanía energética de la próxima década en el Atlántico Sur.
La implementación de Inteligencia Artificial (IA) y análisis de datos en tiempo real ha dejado de ser una innovación experimental para convertirse en el estándar operativo de las principales operadoras en la cuenca neuquina. Esta “revolución silenciosa” está permitiendo optimizar desde la perforación hasta el mantenimiento preventivo, logrando hitos impensados hace apenas dos años.
Récords en tiempo real: Gracias al uso de IA en la toma de decisiones durante la perforación, operadoras como YPF han logrado marcas históricas, alcanzando los 1.747 metros de rama horizontal en solo 24 horas. Estos algoritmos permiten corregir la trayectoria de la mecha “segundo a segundo”, maximizando el contacto con la roca productiva.
Ahorro operativo: El mantenimiento predictivo basado en modelos de aprendizaje automático está reduciendo los costos de OPEX en un 20%. Al anticipar fallas en bombas y válvulas críticas, las empresas evitan paradas no programadas que suelen costar millones de dólares en lucro cesante.
El desafío de los datos: Si bien la tecnología está disponible, el gran reto para 2026 sigue siendo la integración de datos. El 47% de los líderes del sector coincide en que la “limpieza” y normalización de la información proveniente del campo es el paso necesario para que la IA despliegue todo su potencial en la optimización del flowback.
La Visión de Runrún Energético
En Runrún celebramos que la tecnología sea la aliada principal para bajar el breakeven de nuestros proyectos. La IA no viene a reemplazar el conocimiento del ingeniero de reservorios, sino a potenciarlo, permitiendo que Vaca Muerta compita de igual a igual con los mejores yacimientos del mundo. El dato es el nuevo petróleo, y saber interpretarlo con algoritmos avanzados es lo que nos dará la ventaja competitiva en los mercados globales.
La Asociación de Productores Argentinos en Venezuela (APAV), presidida por Patricio Passet, manifestó su firme apoyo al proyecto de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que se debate en el país caribeño. Para la entidad, que nuclea a más de 70 inversores argentinos, este cambio normativo es una pieza fundamental para dotar de previsibilidad al sector y atraer capitales privados internacionales.
Un puente de inversión consolidado: La APAV no es un actor nuevo; desde su creación en agosto de 2023, ha servido como el principal nexo para capitales argentinos que ya han volcado más de u$s 1.000 millones en suelo venezolano. Si bien su ADN es fuertemente petrolero, la asociación también impulsa proyectos ambiciosos en el sector agroindustrial (con el objetivo de desarrollar 300.000 hectáreas de cultivos) y en tecnología financiera.
Claves de la reforma: El respaldo de los empresarios argentinos se centra en la apertura que propone la nueva ley hacia la participación privada.
Según el comunicado de la APAV, la reforma permitirá:
Fortalecer toda la cadena productiva, desde el upstream hasta los servicios. Mejorar la competitividad de los hidrocarburos regionales frente a un mercado global exigente. Superar modelos rentistas para avanzar hacia un esquema de eficiencia operativa y sostenibilidad.
Cooperación bilateral: Bajo el lema “Hermanados por la producción”, la APAV mantiene una política de alineación productivista, trabajando estrechamente con los ministerios técnicos para garantizar que la experiencia técnica argentina (especialmente la adquirida en desarrollos como Vaca Muerta) pueda ser aplicada para revitalizar los yacimientos maduros y el potencial de gas en Venezuela.
La Visión de Runrún Energético
Es inspirador ver cómo el know-how argentino traspasa fronteras. La labor de la APAV demuestra que, más allá de las coyunturas políticas, la energía es el lenguaje común que permite la integración real. Que nuestros productores lideren la opinión sobre reformas legales en otros países habla del alto nivel de respeto que ha ganado la ingeniería y el empresariado energético argentino en la región.
El ADR de YPF en la Bolsa de Nueva York muestra una recuperación que ha captado la atención de los principales analistas de renta variable. Tras un cierre de 2025 sólido, bancos de la talla de JP Morgan y Morgan Stanley han actualizado sus proyecciones para la petrolera argentina, fundamentadas en la exitosa ejecución de su plan estratégico “4×4” y la mejora sustancial en sus ratios de eficiencia.
Balance saneado: El mercado internacional valora positivamente el avance del Proyecto Andes. Al desprenderse de bloques maduros de baja rentabilidad, YPF ha logrado “limpiar” su balance y concentrar su flujo de caja en los activos de alto margen en Vaca Muerta.
Infraestructura como driver: Los inversores en Wall Street miran con optimismo el avance de dos proyectos críticos: el Oleoducto Vaca Muerta Sur y la planta de Argentina LNG. Estos desarrollos son vistos como las “llaves” que permitirán multiplicar la capacidad exportadora y, por ende, la generación de divisas genuinas de la compañía.
Confianza externa: La relación deuda neta/EBITDA de la empresa se mantiene en niveles históricamente saludables, lo que ha permitido que YPF actúe como punta de lanza para el regreso de otros activos energéticos argentinos al radar de los fondos de inversión globales.
La Visión de Runrún Energético
Que YPF recupere su atractivo en los mercados internacionales no es casualidad; es el resultado de una gestión técnica que priorizó la rentabilidad y el foco operativo. Un YPF fuerte en Wall Street es un imán de inversiones para todo el sector energético nacional. Estamos ante un círculo virtuoso donde la eficiencia en el campo se traduce en valor bursátil, permitiendo financiar los grandes proyectos de infraestructura que el país necesita para ser una potencia exportadora.
La salida de Raízen del mercado argentino ha entrado en su etapa de definiciones. Presionada por la necesidad de liquidez de su casa matriz, la licenciataria de la marca Shell busca cerrar este mes el traspaso de su operación local, que incluye la emblemática refinería de Dock Sud y una red de más de 700 estaciones de servicio. La cifra de la transacción se estima en torno a los u$s 1.900 millones.
Los nombres en danza Tras la salida de Trafigura de la competencia, la lista de candidatos se ha reducido a tres grupos con perfiles bien distintos pero con gran capacidad financiera:
Vitol: El gigante suizo, mayor trader de petróleo del mundo, busca consolidar su presencia física en activos estratégicos de la región. Mercuria + José Luis Manzano: Una alianza de peso que combina capitales suizos con el expertise local de Integra Capital. Manzano, ya socio en Phoenix Global Resources, busca con esto cerrar el círculo entre la producción de crudo y la venta al surtidor.
CGC (Grupo Eurnekian): La compañía continúa firme en su intención de diversificar su cartera energética, sumando el downstream a su ya fuerte presencia en el upstream de la Cuenca Austral y Vaca Muerta.
Un activo estratégico en juego Lo que está en disputa no es solo una red de comercialización. Quien se quede con Raízen Argentina controlará una de las refinerías más eficientes del país y un negocio de lubricantes y combustibles de aviación con márgenes muy competitivos, en un mercado que tiende a la liberalización total de precios.
La Visión de Runrún Energético
La salida de Raízen, lejos de ser vista con pesimismo, representa una oportunidad de reconfiguración para el mercado de combustibles argentino. El interés de grupos internacionales como Vitol o de jugadores locales fuertes como Eurnekian y Manzano demuestra que los activos de infraestructura en el país siguen siendo altamente valorados. Sea quien sea el ganador, el recambio promete una nueva etapa de inversiones en modernización de estaciones y eficiencia logística.
La arquitectura exportadora de Vaca Muerta ha tomado una definición irreversible. A través de un reciente edicto de YPF para notificar a superficiarios, se confirmó que la traza del nuevo poliducto de líquidos asociado al proyecto de GNL se desarrollará íntegramente por territorio rionegrino, dejando finalmente a Bahía Blanca fuera del mapa de esta inversión estratégica.
La ruta de los líquidos: El ducto tendrá una extensión de 570 kilómetros, conectando la zona de Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, con el puerto de Punta Colorada (Sierra Grande). Esta infraestructura es crítica para el megaproyecto Argentina LNG, ya que permitirá transportar y procesar el propano, butano y gasolinas naturales que se separan del gas natural antes de su licuefacción para exportación.
Punta Colorada: El nuevo puerto energético Con esta decisión, la provincia de Río Negro se adjudica un “pleno” en materia de infraestructura energética. Punta Colorada no solo albergará la planta de GNL y el oleoducto Vaca Muerta Sur, sino que ahora suma la planta fraccionadora y las terminales portuarias para los líquidos del gas. El complejo se perfila como la salida más profunda y eficiente hacia los mercados internacionales.
Impacto en el sistema portuario: Mientras Bahía Blanca lamenta la pérdida de esta inversión, que se suma a la ya conocida relocalización de la planta de GNL, el sector energético celebra la simplificación logística. Al concentrar toda la infraestructura en un mismo nodo exportador, se reducen costos operativos y se acelera el “time-to-market” de los hidrocarburos no convencionales.
La Visión de Runrún Energético
Estamos asistiendo al nacimiento de un nuevo polo industrial en la Patagonia. La exclusión de Bahía Blanca no debe leerse como un desmedro de sus capacidades actuales, sino como la consolidación de una visión estratégica que busca eficiencia en aguas profundas. En Runrún creemos que Punta Colorada está llamada a ser para el siglo XXI lo que Bahía Blanca fue para el XX: la gran puerta de salida de la riqueza argentina al mundo.
La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) citará a los principales directivos de distribuidoras, transportistas y comercializadoras de gas en una movida que busca transparentar la formación de precios en el mercado interno. La investigación se dispara tras una denuncia del Gobierno de Santa Fe, que advierte que la industria local está pagando sobrecostos injustificados por el gas natural.
El “mix de cuencas” bajo la lupa: El nudo del conflicto radica en cómo se factura el gas. Según el ministro de Producción de Santa Fe, Gustavo Puccini, se les cobra a las industrias y estaciones de GNC un “mix” que incluye el gas importado de Bolivia (con precios de hasta u$s 10 por millón de BTU), cuando en la realidad física el 100% del fluido que llega a la provincia proviene de Vaca Muerta, cuyo costo de producción ronda los u$s 3,50.
Impacto en la competitividad: Esta distorsión genera un sobrecargo estimado de entre el 20% y el 40% en las facturas energéticas. Para Santa Fe, esto representa un golpe directo a la competitividad de más de 400 grandes industrias, que ven cómo provincias vecinas con otros esquemas de suministro acceden a energía mucho más barata, a pesar de estar conectadas a la misma red nacional.
La respuesta oficial: Desde el Ministerio de Desregulación y la Secretaría de Energía han tomado nota del reclamo, reconociendo que el sistema tarifario requiere un rediseño urgente. La audiencia informativa de la ANC será clave para determinar si existen fallas de competencia o si se trata de una inercia regulatoria que las empresas están aprovechando para sostener sus márgenes ante la caída del consumo.
La Visión de Runrún Energético
No podemos hablar de un país competitivo si le cobramos a nuestras fábricas gas importado mientras lo tenemos sobrando en Neuquén. En Runrún creemos que la transparencia es el primer paso para una verdadera desregulación.
Si Vaca Muerta es la solución, el beneficio debe llegar al usuario final de forma directa y no quedar atrapado en fórmulas de cálculo obsoletas. Esta investigación es una señal de que el “laissez-faire” energético también exige reglas claras de competencia.
Con la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) avanzando a paso firme, la industria ya no solo discute cómo extraer el recurso, sino cómo posicionar el “Vaca Muerta Light” en las refinerías más exigentes del planeta. El ducto, que conectará Neuquén con el puerto de aguas profundas en Punta Colorada, será la llave para despachar inicialmente hasta 500.000 barriles diarios.
Estados Unidos: El destino natural La Costa del Golfo en EE.UU. se perfila como el comprador principal. Sus refinerías de alta complejidad necesitan el crudo liviano argentino para balancear sus dietas de refinación. La cercanía logística y la calidad constante del shale oil neuquino le otorgan a Argentina una ventaja competitiva frente a otros proveedores de la cuenca atlántica.
La conquista del Sudeste Asiático: La gran novedad del VMOS es la capacidad de cargar buques VLCC (Very Large Crude Carriers) en Punta Colorada. Al poder utilizar estos supertanques, Argentina reduce drásticamente los costos de flete, permitiendo que el petróleo de Vaca Muerta llegue con precios competitivos a mercados distantes como India, China y Corea del Sur, hoy dominados por el crudo de Medio Oriente.
Seguridad energética para Europa: Europa, en su búsqueda constante por diversificar proveedores tras el rediseño del mapa energético global en 2022, ve en el Atlántico Sur un socio confiable y democrático. El VMOS ofrece la escala necesaria para que las operadoras argentinas firmen contratos de suministro a largo plazo con las principales energéticas europeas.
La Visión de Runrún Energético
El VMOS no es solo un caño; es un cambio de liga. Por primera vez en la historia, Argentina tiene la posibilidad de dejar de ser un exportador marginal para convertirse en un jugador de peso en el mercado global de hidrocarburos. En Runrún celebramos que la planificación ya no termine en la boca de pozo, sino en los puertos de destino. El éxito de Vaca Muerta se medirá por nuestra capacidad de hablar todos los idiomas del mercado energético mundial.
En un paso decisivo hacia la modernización del parque automotor argentino, YPF anunció la puesta en marcha de una nueva unidad de hidrotratamiento de naftas en su Complejo Industrial La Plata. Esta inversión permite reducir el contenido de azufre a menos de 10 partes por millón (ppm), alineando la producción nacional con las normativas internacionales Euro 5 y Euro 6.
Eficiencia y cuidado ambiental La reducción del azufre no es solo un avance técnico; es una necesidad ambiental. Los combustibles de alta pureza permiten que los sistemas de post-tratamiento de los vehículos modernos operen sin degradarse, reduciendo drásticamente las emisiones de material particulado y gases de efecto invernadero. Es la infraestructura necesaria para que la transición hacia vehículos más eficientes sea una realidad en nuestras calles.
Optimización para el crudo de Vaca Muerta La nueva unidad está diseñada para procesar el crudo liviano proveniente de la cuenca neuquina. Al adaptar su capacidad de refinación al shale oil, YPF no solo mejora la calidad del producto final, sino que aumenta la eficiencia energética de todo el proceso productivo, disminuyendo la huella de carbono de la propia operación industrial.
Independencia energética Con esta mejora tecnológica, Argentina garantiza el autoabastecimiento de combustibles de máxima calidad, evitando la necesidad de importar naftas premium durante los picos de demanda. Esto fortalece la posición estratégica de la compañía de bandera en un mercado que exige cada vez mayores estándares de sostenibilidad.
La Visión de Runrún Eléctrico
A menudo se piensa que la movilidad eléctrica y los combustibles líquidos son enemigos, pero en Runrún entendemos que la transición es un camino gradual. Que YPF invierta en naftas de ultra-bajo azufre es una gran noticia para la electrificación, porque prepara el terreno para motores híbridos más limpios y eficientes. La descarbonización empieza por mejorar lo que ya tenemos mientras construimos lo que vendrá.
En medio de una reestructuración de los cuadros de mando de las empresas públicas, el Gobierno Nacional oficializó el desembarco de Manuel Adorni en el directorio de YPF. La designación, que se produce en un contexto de tensiones judiciales por la conformación de la mesa de decisiones de la petrolera, busca fortalecer el puente directo entre la Casa Rosada y la estrategia corporativa de la compañía.
Gestión sin remuneración extra Un punto central de la resolución es que el actual vocero presidencial desempeñará sus funciones en la petrolera bajo la modalidad “ad honorem”. Esto implica que no percibirá los honorarios correspondientes a un director de una empresa que cotiza en bolsa, manteniendo exclusivamente su remuneración por su cargo en el Poder Ejecutivo.
Alineamiento estratégico La llegada de Adorni al piso 32 de la torre de Puerto Madero responde a la necesidad del Ejecutivo de tener una voz de máxima confianza en el seguimiento de los proyectos clave para 2026, como el avance del plan Argentina LNG y la desinversión en activos maduros. Se busca que la comunicación de la compañía esté en total sintonía con la narrativa de desregulación económica que impulsa el Gobierno.
Contexto de conflicto judicial El nombramiento no está exento de polémica, ya que ocurre mientras persisten reclamos judiciales por la legitimidad de ciertas designaciones previas y la representación de las acciones del Estado. No obstante, desde YPF aseguran que el quórum y la legalidad del directorio están garantizados para continuar con el plan de inversiones récord previsto para este año.
La Visión de Runrún Energético
La presencia de perfiles de alta visibilidad política en el directorio de YPF no es una novedad, pero el carácter ad honorem busca enviar un mensaje de austeridad en un momento de sensibilidad social. Para el mercado, el desafío será equilibrar este alineamiento político con la autonomía técnica que una empresa que cotiza en Wall Street requiere. Lo que es innegable es que la mesa de YPF hoy tiene una conexión directa y sin escalas con el despacho presidencial.
El Ministerio de Energía de Chile inició la consulta pública de la actualización de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde 2026-2030. A seis años del lanzamiento del documento original, la nueva propuesta reduce las metas de producción, ajusta al alza los costos proyectados y prioriza la consolidación de capacidades locales antes que la exportación masiva.
El cambio más relevante frente a la estrategia 2020 es la reformulación de los objetivos cuantificables. En lugar de los 25 GW de capacidad de electrólisis propuestos para 2030, ahora se proyecta producir entre 100 kt/año y 200 kt/año de hidrógeno verde equivalente para consumo interno al comienzo de la siguiente década, además de 300 a 700 kt/año al 2035 para exportación y alcanzar entre 2 y 3,5 millones de toneladas al 2050.
Es decir que en 2020, el éxito se medía en gigavatios, pero la administración saliente ha decidido cambiar la métrica, reemplazándola por hitos regulatorios y de infraestructura necesarios para habilitar la industria.
Mientras que a nivel de costos, se abandona la ambiciosa meta de 1,5 USD/kg, sino que ahora se estima menos de 4 USD/kg al 2030 y bajo los 2 USD recién hacia el año 2045 (600 USD/tonelada para el amoníaco verde).
El documento actualizado argumenta que consolidar el consumo local es «esencial para apalancar la exportación» y «reducir riesgos a partir de proyectos pequeños o medianos». La idea es utilizar a la industria nacional (minería, refinerías) como un laboratorio de pruebas y escala antes de lanzarse masivamente a los puertos internacionales.
Este ajuste de ambición responde al ritmo más lento del mercado global, la caída más moderada en los precios de electrolizadores y las dificultades para lograr economías de escala fuera de China que puedan reducir significativamente su costo.
De todos modos, el gobierno reconoce que el país encabeza las inversiones en hidrógeno verde en Latinoamérica, cumpliendo la meta de USD 5000 millones y de 5 GW de capacidad de electrólisis, contabilizando lo declarado por los proyectos de H2V en operación, construcción y aquellos presentados el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), como también información de la Corporación de Bienes de Capital.
Derivados y demanda: el nuevo eje del desarrollo
Uno de los cambios más visibles es el protagonismo que adquieren los derivados del hidrógeno, como el amoníaco, metanol y e-fuels. De hecho, el documento incorpora el cambio de título oficial a “Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados”, reconociendo su rol fundamental para la viabilidad logística y comercial del sector.
Al mismo tiempo, el nuevo enfoque reposiciona la demanda interna como pilar de corto y mediano plazo. Frente al impulso exportador dominante en 2020, hoy se apuesta por generar condiciones para una industria local robusta, con aprendizajes técnicos, capital humano calificado y encadenamientos productivos, a fin de generar transferencia tecnológica necesaria para la etapa exportadora.
La actualización también fija hitos habilitantes al 2030, como la instalación de infraestructura logística portuaria, un sistema nacional de certificación, el uso de agua desalada o reciclada para la electrólisis y programas piloto en educación técnica. Estas medidas buscan asegurar que el despliegue sea sostenible en términos económicos, sociales y ambientales.
En paralelo, se proyectan inversiones de hasta 32 mil millones de dólares para 2035, y la creación de entre 36.000 y 85.000 empleos directos, impulsando no solo el crecimiento del sector, sino también la diversificación productiva en regiones clave como Magallanes y Antofagasta.
La consulta pública de esta estrategia está abierta hasta el 15 de febrero de 2026 en el sitio web del Ministerio de Energía (www.energia.gob.cl). En tanto que la versión final se publicará en marzo, incorporando los comentarios recibidos.
La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) oficializará un cambio en su denominación para incluir explícitamente al almacenamiento entre sus objetivos estratégicos.
La entidad mantendrá su tradicional acrónimo, pero actualizará su estatuto para adoptar el nombre Cámara Argentina de Energías Renovables y Almacenamiento, reflejando así el creciente protagonismo de esta tecnología en el país.
“El storage en CADER tiene un rol, un comité y un lugar donde empujar sus requerimientos, sus propuestas y viabilizarlas. La idea de CADER es ser cada vez más federal, crecer en el número de socios y la incorporación del almacenamiento de forma activa”, manifestó Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara, en diálogo con Energía Estratégica.
El rediseño llega en un momento clave para el sector. Tras el éxito de la licitación AlmaGBA, que adjudicó más de 700 MW de almacenamiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, el sector aguarda expectante el lanzamiento de una convocatoria orientada a replicar el modelo en otras regiones del país, bajo la denominación de AlmaSADI.
“Con la licitación AlmaSADI, habrá mucho movimiento en el sector de almacenamiento en Argentina durante 2026. Hay varios nodos donde poner storage es más barato que combustible diésel importado, es decir que se puede reemplazar generación forzada”, afirmó Álvarez.
“Ya hay una curva de aprendizaje de las baterías, bajaron los precios en forma exponencial, por lo que sumado a la posibilidad de reemplazar generación forzada y los eventuales cortes eléctricos, hace que el almacenamiento sea un paso indispensable para la gestión de fuentes variables”, añadió.
Y según anticipó este portal de noticias (ver nota), el nuevo proceso contempla una capacidad estimada de entre 500 y 600 MW de sistemas BESS, que se instalarán en nodos saturados conectados a líneas de 132 kV, especialmente en NOA, NEA y zonas de la Patagonia.
Aunque el marco regulatorio actual establece que la demanda sea quien contrate estos servicios, aún se discute si CAMMESA actuará como offtaker, lo que podría facilitar la adjudicación de los contratos, o si finalmente serán las distribuidoras quienes deban ocupar ese rol.
Reformas regulatorias, generación distribuida y nuevos instrumentos de financiamiento
Más allá del almacenamiento, CADER también impulsa una actualización del marco regulatorio para garantizar previsibilidad a largo plazo. El objetivo es darle continuidad a la Ley N° 27191, asegurando al menos estabilidad fiscal, y en lo posible, recuperar algunos de los incentivos que promovieron el despegue de las renovables en los últimos años.
“Para generar un clima de inversiones atractivo, se necesita una Argentina que en lo macro esté por debajo de los 500 puntos de riesgo país, ya que el mercado de capitales baja mucho comparado con lo que teníamos el año pasado, y da un mini clima de estabilidad”, sostuvo el presidente de CADER.
“Que haya una ley que diga que el Estado Nacional asegura 20 años de intangibilidad es suficientemente bueno desde el punto de vista de declaración de principios”, continuó.
En ese sentido, la Cámara promueve que estos principios sean incorporados en la futura Ley de Transición Energética, cuyo proyecto esperan que tome estado parlamentario en el primer semestre de 2026.
En paralelo, la generación distribuida se mantiene como una prioridad, especialmente en la articulación con provincias, a fin deremover barreras tanto de costos de transacción como de financiamiento, y replicar modelos que están funcionando bien, como el de Córdoba, la jurisdicción con mayor avance en la materia bajo la Ley N° 27424 con 1470 usuarios – generadores que suman 39 MW de capacidad (más del 30% a nivel país).
Asimismo, CADER proyecta acuerdos con el INTI y el Gobierno Nacional para establecer un sistema de certificación técnica en la generación distribuida, que garantice calidad en las instalaciones con respaldo de banca pública o privada.
Finalmente, la Cámara busca consolidarse como nodo de referencia técnica y financiera del sector, incluyendo el diseño de una “bolsa de proyectos” voluntaria, destinada a facilitar el encuentro entre desarrolladores e inversores, y servir como insumo para los gobiernos a la hora de identificar oportunidades.
“CADER se volvería un facilitador de esos procesos, poniendo foco en el financiamiento de corto, mediano y largo plazo”, concluyó Álvarez.
Sara Aagesen, vicepresidenta del Gobierno y ministra par la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha inaugurado esta mañana el 4º Día del Hidrógeno de Enagás, y ha anunciado que “en los próximos meses se presentará un anteproyecto de ley que abordará la trasposición del paquete europeo del hidrógeno, para crear un sistema nacional del hidrógeno y un nuevo mercado regulado, impulsar la demanda de hidrógeno y los gases renovables, reforzar la competitividad y, por supuesto, habilitar las herramientas necesarias para el desarrollo de la infraestructura”.
La vicepresidenta, tras recordar que hasta el momento se han puesto más de 3.000 millones de euros en ayudas al hidrógeno renovable, ha concretado que el Anteproyecto diseñará “un marco para ofrecer más visibilidad y más estabilidad, a medio y a largo plazo, al objeto de favorecer todas las inversiones y adaptar de forma progresiva los distintos mercados para la incorporación de estas nuevas moléculas verdes”.
Durante su intervención, Aagesen ha hecho otros anuncios, como el lanzamiento a pública audiencia de un real decreto con las bases reguladoras y la convocatoria para la concesión directa de un mínimo de 415 millones en ayudas para proyectos españoles que participen en de la próxima subasta del Banco Europeo del Hidrógeno, bajo el esquema comunitario de subastas como servicio. Estas ayudas se destinarán a la producción de hidrógeno, con un tercio reservado a proyectos que abastezcan al sector marítimo y la aviación.
También bajo el esquema de subastas como servicio, ha indicado que hoy inicia la fase de audiencia pública otro real decreto con las bases reguladoras para la concesión directa de un mínimo de 50 millones para proyectos que electrifiquen procesos de calor industrial o consuman directamente combustible renovable, en el ámbito la próxima subasta del Banco Europeo de Descarbonización Industrial.
Ambos reales decretos aprovechan fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.
SOSTENIBILIDAD DEL HIDRÓGENO Y OTROS GASES RENOVABLES
Aagesen ha destacado la importancia de que la producción de hidrógeno y otros gases de origen renovable reúna las máximas garantías ambientales, y ha invitado a los asistentes a contribuir a la Consulta pública previa para la regulación del sistema nacional de verificación de la sostenibilidad y la reducción de las emisiones de CO2 de estos gases, que asimismo inicia hoy su audiencia pública.
Esta normativa, ligada al Proyecto de real decreto de impulso a la descarbonización del transporte y fomento de los combustibles renovables, actualmente en tramitación, creará un sistema de trazabilidad y certificación de los gases renovables que permitirá reducir costes de auditoría y verificación con relación a los regímenes voluntarios existentes, permitiendo que todo el sistema gasista español pueda ser considerado de forma integral –en el Tanque Virtual de Balance– y no de manera fraccionada.
La vicepresidenta, finalmente, ha apuntado que se ha remitido a los interesados la propuesta de resolución de los primeros concursos de capacidad de acceso a demanda a la red eléctrica, al objeto de que puedan hacer las alegaciones que consideren. Estos concursos, convocados el pasado mes de julio, permitirán la conexión de proyectos industriales muy relevantes, con varios ligados al hidrógeno de origen renovable.
Con más del 55% de los votos, Laura Fernández se convirtió en la primera mujer en liderar el Poder Ejecutivo de Costa Rica desde 1949. Su llegada a la presidencia abre una etapa que, para el sector energético, combina continuidad con una agenda renovada, orientada a la eficiencia, la modernización del sistema y el fortalecimiento de alianzas estratégicas.
Costa Rica cuenta con una de las matrices eléctricas más limpias del mundo. Más del 99% de su generación eléctrica proviene de fuentes renovables. El reto ya no es producir energía verde, sino gobernar mejor el sistema: hacerlo más competitivo, eficiente y capaz de responder al aumento sostenido de la demanda.
En este contexto, William Villalobos, CEO de Core Alliance, planteó que “la victoria de Laura Fernández abre un escenario de continuidad con ajustes relevantes en la política pública energética”, y añadió que el nuevo gobierno deberá “conducir un sistema más competitivo y preparado para una demanda creciente, sin perder eficiencia ni seguridad jurídica”.
En los últimos años, el país recuperó el dinamismo perdido tras una década de parálisis. El ICE relanzó licitaciones bajo la Ley 7200, cooperativas rurales accedieron a nuevos proyectos de generación y se concretaron inversiones en transmisión, subestaciones y sistemas de medición inteligente, con apoyo de banca multilateral. Este proceso permite a la nueva presidenta asumir con una base sólida, aunque con pendientes urgentes.
Modernización regulatoria, alianzas y nuevas tecnologías
El plan energético de Fernández se apoya en la reorganización del sistema de gobernanza. Propone reforzar el rol rector del MINAE, mejorar la coordinación institucional y elevar la calidad regulatoria. Esto incluye aplicar evaluaciones de impacto regulatorio previas y posteriores, prácticas habituales en otros sectores pero históricamente ausentes en el eléctrico.
La política tarifaria —competencia de la ARESEP— también podría verse influida por una visión más integral del Ejecutivo. Sin interferir en sus funciones, el nuevo gobierno busca impulsar mecanismos de colaboración que contribuyan a la eficiencia del sistema y a una mejor señal de precios.
En paralelo, las alianzas público-público y público-privadas ganarán protagonismo. Fernández ya ha destacado que la colaboración entre instituciones estatales, empresas municipales y actores privados será clave para sostener la competitividad. El modelo no implica reemplazar al Estado, sino permitir que el sector privado funcione como aliado estratégico.
En este esquema, cooperativas de electrificación rural, CNFL e ICE podrán trabajar con generadores independientes bajo contratos de compraventa de energía (PPA), en esquemas que garanticen energía segura, limpia y asequible para el usuario final.
El nuevo ciclo también contempla el impulso de tecnologías complementarias que refuercen la resiliencia del sistema: almacenamiento, biogás, biometano y valorización energética de residuos. Estas fuentes, además de diversificar la matriz, promueven una gestión circular de los recursos.
Reformas clave y clima de inversión
A nivel legislativo, el Ejecutivo espera retomar proyectos estratégicos que quedaron estancados: geotermia de baja y media entalpía, marco normativo para residuos valorizables y participación de cooperativas en el Mercado Eléctrico Regional (MER). También se anticipa una revisión técnica del proyecto de armonización del sector eléctrico, hoy criticado por su fragmentación.
Villalobos advirtió que “el texto actual presenta un exceso de soluciones parciales” y pidió “una discusión más acotada y técnicamente enfocada, que permita evitar distorsiones en el mercado y proteger la estabilidad financiera de las distribuidoras”. Desde su mirada, cualquier reforma debe ser gradual, basada en datos reales y diseñada para mantener la seguridad jurídica del sistema.
El fortalecimiento de la institucionalidad, junto con un clima de negocios en recuperación, proyecta una mayor atracción de capitales para nuevos proyectos. Muchas empresas eléctricas ya tienen identificado un pipeline de iniciativas listas para atender la expansión de la demanda, especialmente desde sectores electrointensivos.
“La búsqueda de mayor eficiencia, junto con un mejor manejo del sistema, permite anticipar un escenario positivo para el sector energético nacional”, concluyó Villalobos.
Con reglas claras, planificación técnica y apertura al diálogo, la nueva administración busca posicionar a Costa Rica no solo como referente en generación limpia, sino como un modelo de eficiencia operativa e innovación energética en la región.
El gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Ambiente y Energía (MAE), gestionó USD 500000 en cooperación técnica no reembolsable de la CAF – Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe – para el programa “Apoyo Integral a CELEC para la Expansión del Sistema Eléctrico”, que se ejecutará en 36 meses.
Los recursos se destinarán a fortalecer a CELEC EP, acelerar la expansión del Sistema Nacional de Transmisión y estructurar una cartera de proyectos eléctricos estratégicos listos para financiamiento futuro, cumpliendo estándares técnicos, ambientales y sociales internacionales. Esta planificación anticipada es clave frente a los desafíos estructurales del sistema, considerando que la demanda eléctrica del país crecerá hasta un 76 % hacia 2034.
La cooperación contempla la ejecución de estudios técnicos y socioambientales, análisis de alternativas de trazado, Estudios de Impacto Ambiental y Social (EIAS), así como estudios de ingeniería y perfiles financieros de proyectos prioritarios. Adicionalmente, se desarrollarán acciones de fortalecimiento institucional, orientadas a optimizar procesos, gestión y herramientas tecnológicas, y a destrabar cuellos de botella históricos del sistema eléctrico.
Como resultado, se espera una CELEC EP con mayor capacidad de gestión y ejecución, proyectos eléctricos listos para inversión, cumplimiento de cronogramas y estándares internacionales, y un aporte directo a la transición energética justa, en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible, particularmente el ODS 7 (Energía asequible y no contaminante) y el ODS 13 (Acción por el clima).
De manera complementaria, la CAF otorgó al Ecuador USD 2 millones en cooperación técnica no reembolsable para el “Programa Integral de Fortalecimiento del Sector Aéreo”, enfocado en estudios de factibilidad, rehabilitación de infraestructura aeronáutica, adquisición de equipamiento y fortalecimiento del rol del Estado como planificador y regulador.
La suscripción de estas cooperaciones se realizó en el marco de un foro internacional desarrollado en Panamá, con la participación del Ministerio de Ambiente y Energía, y ratifica que las relaciones internacionales del Ecuador están generando resultados concretos, basados en confianza, credibilidad y una visión clara de desarrollo sostenible.
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia expidió para comentarios el proyecto de resolución que reglamenta el programa ‘Colombia Solar’, una política que habilita la autogeneración de energía solar como alternativa al subsidio tradicional de electricidad para los hogares de estratos 1, 2 y 3 del Sistema Interconectado Nacional.
Con esta reglamentación, el Gobierno establece los instrumentos contractuales, técnicos y financieros para su implementación, así como las reglas de propiedad, operación y mantenimiento de la infraestructura solar, garantizando su sostenibilidad por un horizonte de hasta 25 años.
La medida también define criterios claros de focalización y priorización, con énfasis en pobreza multidimensional, pobreza energética y costos del servicio.
El programa Colombia Solar fue declarado Proyecto de Interés Nacional y Estratégico (PINES) y cuenta con viabilidad técnica, fiscal y presupuestal, consolidándose como una herramienta clave para avanzar en la Transición Energética Justa, mejorar el acceso a energía limpia y aliviar la carga del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.
“Con Colombia Solar estamos transformando el subsidio en autonomía energética, llevándole energía limpia y barata a los hogares que históricamente han pagado las tarifas más altas, sobre todo en la costa Caribe”, afirmó el ministro de Minas y Energía, EdwinPalma.
El jefe de la cartera explicó que esta política no solo democratiza el acceso a la energía solar, sino que también fortalece la sostenibilidad del sistema eléctrico. “Estamos cambiando el modelo: menos dependencia de subsidios permanentes y más capacidad instalada en los territorios, con transparencia y responsabilidad fiscal”, agregó.
Finalmente, Palma subrayó que el programa tiene un profundo sentido social y territorial.
“Colombia Solar es transición energética con justicia social. Es energía limpia para la gente, para los barrios y para las regiones que el mercado dejó atrás”, concluyó.
La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) lanzó el dossier“Almacenamiento en Chile: la navaja suiza de un sistema eléctrico en transformación”, un documento técnico-estratégico que consolida la visión de ACERA sobre el almacenamiento energético en Chile y su rol como habilitador clave de estabilidad sistémica, bancabilidad e inversión de largo plazo en un sistema con alta penetración renovable.
La publicación desarrolla cinco ejes centrales:
1. almacenamiento como activo sistémico (energía, suficiencia, flexibilidad, servicios complementarios y resiliencia);
2. impacto en la sostenibilidad financiera de proyectos renovables;
3. revisión de marco regulatorio, señales económicas y brechas;
4. casos reales y comparativos de performance; y
5. oportunidades de inversión, escalamiento e integración regional.
En un escenario donde los precios pueden deprimirse y aumentar los vertimientos, el almacenamiento emerge como herramienta para estabilizar flujos, reducir exposición a riesgos operacionales/comerciales y convertir energía intermitente en una oferta más gestionable.
En 2025, los recortes de generación eólica y solar alcanzaron 6.084 GWh (+8% vs. 2024), equivalentes al consumo anual de 2,3 millones de hogares, y cerca del 19% de la generación eólica y solar del año.
Asimismo, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema, de modo que Chile cuenta con 9 GW de proyectos de almacenamiento en operación, en construcción y en prueba; sumado a otros 27 GW de almacenamiento en proceso de desarrollo.
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.
“Estamos optimistas con lo que se pueda ver más adelante con el fruto de este almacenamiento. Veremos un mejor funcionamiento del sistema, menores congestiones, menores costos internos, y eso sin duda favorecerá un sector de generación eléctrica más competitivo y mejores precios para el cliente final”, manifestó tiempo atrás Sergio Del Campo, presidente de ACERA, en relación al storage.
“A pesar de que ingresaron los sistemas de almacenamiento, los recortes aumentaron, pero de no haber estado presentes, habrían sido mucho mayores”, remarcaron desde el gremio a mediados de enero del presente año.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras. El proyecto fue dado a conocer en la previa al encuentro en Washington en el que se presentará la iniciativa de establecer precios mínimos en el comercio internacional al que acudirán ministros del gobierno de Javier Milei.
La Casa Blanca confirmó que el proyecto Vault incluirá un préstamo gubernamental de largo plazo de US$ 10.000 millones a través del Banco de Exportación e Importación (EximBank) de EE.UU. para comprar y almacenar minerales para fabricantes de automóviles, empresas de tecnología y otros usuarios industriales.
El listado oficial de minerales críticos en los EE.UU. fue actualizado en noviembre e incluye minerales claves para la industria tecnológica y la transición energética como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio.
Las tierras raras son 17 elementos químicos claves en las industrias de punta tecnológica, como la industria militar. No son elementos escasos en la naturaleza, pero China concentra más del 60% de la producción y el 90% de la capacidad de refinamiento y separación de tierras raras del mundo.
Blindar el suministro de minerales críticos para las industria en EE.UU.
La inciativa busca blindar a las industrias estadounidenses de potenciales acciones de China sobre el suministro de minerales críticos y tierras raras mientras se trabaja para crear nuevas cadenas de suministros que no esten controladas por Beijing.
El EximBank informó que aprobó un préstamo directo de hasta US$ 10.000 para el proyecto Vault, que proporciona financiamiento a largo plazo a una alianza entre fabricantes de equipos originales (OEM) y proveedores de capital del sector privado.
Entre los primeros indicios de participación de fabricantes de equipos originales se incluyen Clarios, GE Vernova, Western Digital y Boeing. Entre los proveedores que prestan servicios al proyecto Vault se incluyen Hartree Partners, Mercuria Americas y Traxys.
China estableció en 2025 un control temporal sobre las exportaciones de tierras raras pesadas que afectó el suministro para las industrias en Europa y EE.UU, sentando un precedente que explica la respuesta de Trump con el proyecto Vault.
Las tierras raras pesadas son un subgrupo de elementos químicos esenciales en la fabricación de imanes de alta temperatura, sistemas de defensa y tecnologías verdes. Son más raros y valiosos que las tierras raras convencionales y sus cadenas de suministro están muy concentradas en China.
Cumbre de minerales críticos en Washington, con presencia argentina
El Departamento de Estado recibirá el miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.
La difusión del proyecto Vault anticipa algunas claves de lo que la administración Trump espera consensuar con países que considera aliados en la creación de cadenas de suministro de minerales críticos y tierras raras que sean independientes de China.
Trump habilitó a sus funcionarios a negociar mecanismos de fijación de precios e incluso precios mínimos en el comercio de estas materias primas. Un documento sobre el proyecto Vault circulado a la Casa Rosada menciona la posibilidad de establecer acuerdos de precios mínimos, según publicó shale24.
El subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó la semana pasada que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.
Los precios mínimos para minerales críticos y tierras raras son precios sostén que el gobierno federal acuerda pagar a determinadas empresas para respaldar el repago de sus inversiones. Si al momento de vender su producción el precio en el mercado es inferior al precio mínimo, el gobierno federal pagará esa diferencia.
Vista Energy acordó la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta por un pago inicial neto de las cesiones a YPF de 712 millones de dólares. Como resultado de la operación, la empresa incorporaría una participación de 25,1 % en el bloque Bandurria Sur y de 35 % en Bajo del Toro, se comunicó.
La compañía acumula inversiones a la fecha por más de U$S 6.500 millones en Vaca Muerta, y este acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que viene desplegando para el desarrollo de la formación, se indicó.
El acuerdo de compra establece que la transacción se pagará mediante una combinación de efectivo y acciones: U$S 387 millones en efectivo y 6.2 millones de ADS, que representan acciones Serie A, de Vista.
Además del pago inicial, el acuerdo contempla un pago adicional contingente, que Vista abonará en cinco cuotas anuales, y estará sujeto a la producción de los activos adquiridos y al precio internacional del petróleo, en la medida en que el Brent se encuentre por encima de los U$S 65/bbl y llegué a un tope de U$S 80/bbl.
La operación será financiada mediante una combinación de fondos propios y financiamiento bancario. El crédito será otorgado por un consorcio de bancos internacionales, encabezado por Santander, Citi e Itaú, por un monto a determinar de hasta U$S 600 millones, con un plazo de cuatro años.
Una vez completada la transacción, YPF pasará a tener una participación de 44,9 % en el bloque Bandurria Sur, mientras que Shell Argentina conservará el 30 % y Vista el 25,1 % restante. En el bloque Bajo del Toro, en tanto, YPF contará con una participación del 65 % y Vista con el 35 % restante. YPF continuará siendo el operador de ambos bloques.
La operación está sujeta al cumplimiento de una serie de condiciones precedentes. Entre ellas, la renuncia —o el no ejercicio— de los derechos de preferencia que poseen YPF y Shell Argentina sobre los bloques.
A la fecha de este anuncio, YPF ha suscrito la renuncia a sus derechos de preferencia sobre Bandurria Sur, sujeta a la renuncia o no ejercicio de los derechos de preferencia por parte de Shell Argentina, así como sobre Bajo del Toro.
En abril del año pasado, Vista concretó la adquisición del 50 % de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, Vista se consolidó como el mayor productor independiente de crudo, y el principal exportador de petróleo de la Argentina.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, señaló que “esta adquisición nos permite incorporar dos activos de primer nivel en Vaca Muerta, fortaleciendo aún más nuestra posición en la cuenca. Los bloques son ideales para complementar el portafolio de Vista, ya que aportan tanto reservas y producción básica como un amplio inventario de pozos de alta productividad listos para perforar y apuntalar nuestro crecimiento”.
Asimismo, destacó el trabajo conjunto que se viene realizando con YPF: “Estamos profundizando una experiencia de trabajo iniciada con la adquisición del 50 % de La Amarga Chica, donde ya alcanzamos importantes sinergias operativas. Compartimos una visión común: la clave para el desarrollo del shale pasa por ganar competitividad a partir de una mayor eficiencia y con la innovación como eje central”.
Vista espera concretar el cierre de la operación durante el segundo trimestre de 2026. Una vez completados los procesos legales en marcha y concretado el cierre de la transacción, Vista sumará aproximadamente 22.000 barriles equivalentes de petróleo por día, y llevará su producción total proyectada por encima de los 150.000 boe/d agregando, además, 54 millones de barriles equivalentes de reservas probadas.
También, incorporaría 27.730 acres netos en el epicentro de Vaca Muerta y un robusto inventario de pozos, reforzando su posicionamiento en las zonas más productivas de la formación, se indicó.
Se trata de activos que durante 2025 generaron un EBIDTA estimado en U$S 269 millones y que suman flujo de caja positivo desde 2026 en adelante, apuntalando de manera directa los objetivos anunciados de generación de caja de la compañía. La transacción profundizará el perfil exportador de Vista.
Bandurria Sur El bloque Bandurria Sur es una concesión de explotación de hidrocarburos no convencionales que abarca 56.464 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el bloque contaba con 195 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 181 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100 % de participación.
Durante el tercer trimestre de 2025, alcanzó una producción total de 81.285 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 67.634 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 421 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100 % de participación).
Bajo del Toro El bloque Bajo del Toro abarca 38.744 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el área contaba con 22 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 24 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100 % de participación.
Durante el tercer trimestre de 2025, Bajo del Toro alcanzó una producción total de 4.191 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 3.565 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 396 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100 % de participación).
La Secretaría de Energía de la Nación estableció nuevos precios para los biocombustibles para el mes de febrero.
A través de la Resolución 24/2026 fijó en PESOS UN MILLÓN OCHOCIENTOS CUARENTA Y DOS MIL SETECIENTOS NOVENTA Y SEIS ($ 1.842.796) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de febrero de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, se indicó.
Asimismo, y a través de la Resolución 25/2026, la secretaría a cargo de María Tettamanti fijó en PESOS UN MIL CON OCHOCIENTAS SESENTA Y OCHO MILÉSIMAS ($ 1.000,868) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley de biocombustibles, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante febrero y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Por la misma Resolución fijó en PESOS NOVECIENTOS DIECISIETE CON TRESCIENTAS VEINTITRÉS MILÉSIMAS ($ 917,323) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640. También rige para las operaciones durante febrero de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
La preexistente tensión entre Techint y el Gobierno nacional se agudizó a partir de la licitación para la provisión de tubos de acero destinados al gasoducto que unirá Vaca Muerta con la costa de Río Negro, donde se proyecta una planta de producción de GNL para exportación: el concurso por los caños del proyecto Argentina FLNG de Southern Energy abrió una grieta que desbordó lo estrictamente empresarial y pasó a inscribirse en el terreno de la disputa política y estratégica.
La oferta ganadora de la licitación fue de la firma india Welspun, por 203 millones de dólares, que fue impugnada por Tenaris bajo el argumento de dumping: tubos fabricados en India con chapa china, a precios artificialmente deprimidos. En ese proceso, el Ejecutivo avanzó con pliegos que no contemplan mecanismos de preferencia para proveedores locales ni criterios de integración nacional, habilitando la importación de tubos fabricados en el exterior, principalmente desde Asia.
Según fuentes de la compañía, lejos de existir una brecha del 40 %, su propuesta era competitiva en términos internacionales y, frente a una práctica considerada desleal, llegó incluso a ofrecer igualar las condiciones comerciales de la oferta ganadora para preservar una operación que concentra más del 60 % del mercado argentino de tuberías, aun a costa de resignar rentabilidad en ese contrato específico.
La paradoja es que el propio régimen de incentivos del RIGI, concebido para fomentar encadenamientos productivos locales, terminaría financiando empleo y valor agregado en China o India con recursos fiscales argentinos. Pero el dilema no es meramente contable sino estratégico: la siderúrgica del Grupo Techint con plantas en 17 países y más de 26.000 empleados y Tenaris-Siat emplea hoy a 420 trabajadores directos y, por cada uno de ellos, se estiman cuatro más en su cadena de valor, en un entorno ya penalizado por impuestos distorsivos como el cheque, ingresos brutos y tasas municipales. Techint, a través de su controlada Tenaris, venía siendo el proveedor histórico de este tipo de caños para gasoductos de alta presión, producidos en su planta de Campana, con estándares técnicos homologados por el propio sistema regulatorio argentino.
La empresa sostiene que la decisión de importar, ignora deliberadamente las distorsiones y asimetrías estructurales del comercio internacional del acero —subsidios estatales, dumping y financiamiento dirigido— y pone en riesgo la continuidad de una cadena industrial estratégica. Para Techint, la exclusión de criterios de desarrollo industrial en una obra financiada directa o indirectamente por el Estado no es un problema comercial puntual, sino una definición política que impacta sobre el empleo calificado, la balanza comercial y la capacidad futura del país para ejecutar infraestructura energética crítica. La controversia escaló al plano político cuando el presidente Javier Milei con su habitual estilo ramplón calificó a Paolo Rocca como “Don Chatarrín de los Tubitos Caros”, mientras su ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, sostenía que insumos más baratos implican mayor rentabilidad, inversión y exportaciones.
Mar de fondo
Queda de manifiesto que el conflicto entre Milei y Techint no es coyuntural ni personal, es estructural. Expresa la colisión entre dos modelos de capitalismo. No porque el mundo se agote en esa dicotomía, sino porque la reducción deliberada del debate a términos barriales ha sido la técnica que permitió al Gobierno nacional avanzar con su programa de ajuste.
Techint encarna una forma de capitalismo industrial integrado, propia de empresas complejas cuya proyección en los mercados globales exige la presencia de un Estado fuerte y articulador, como ocurre con la mayoría de los grandes conglomerados europeos, norteamericanos o chinos.
Un país que produce acero dispone de una base industrial estratégica que le permite sostener sectores clave como la construcción, la energía, el transporte y la defensa, reduce su dependencia externa en insumos críticos y tiene mayor capacidad de capturar valor agregado, generar empleo calificado y desarrollo tecnológico. En cambio, un país que no produce acero queda estructuralmente dependiente de importaciones para obras e industrias fundamentales, es más vulnerable a shocks externos de precios y suministro, y ve limitada su autonomía económica y estratégica, ya que el acero es un insumo transversal que condiciona tanto el desarrollo productivo como la capacidad de decisión soberana. Desatender esta dimensión supone desconocer el lugar estratégico que ocupa la producción de acero en la economía de cualquier estado que aspire a un horizonte sostenido de progreso a ser un país importante.
La experiencia histórica de la propia Argentina, Inglaterra, Estados Unidos, Rusia, Alemania, Japón, Corea, China, Brasil y más recientemente la India, constituye una demostración elocuente de que la siderurgia es un pilar insoslayablemente básico de toda economía que pretenda desarrollo.
Haz lo que digo
El discurso de Milei no se corresponde plenamente con sus actos. Con Milei el Estado no desaparece ni reduce sustantivamente su presencia: redefine sus funciones. Abandona la planificación para intervenir de otro modo, orientado a reordenar, disciplinar y garantizar el funcionamiento de los mercados. Se trata de una intervención en otras áreas, pero no por ello menos significativas sino todo los contrario.
En ese marco, el acero deja de ser concebido como una industria estratégica y pasa a ser tratado como un bien indiferenciado, sometido sin matices a las reglas del mercado mundial, despojado de toda consideración relativa a su gravitación económica, su aporte al empleo calificado, al desarrollo tecnológico y a su arraigo productivo nacional. Todo ello ocurre, además, en un contexto internacional marcado por el fin de la globalización y por el giro proteccionista de los Estados Unidos, que cierran su economía frente a la producción foránea, mientras la Argentina, en una nueva paradoja, abre su mercado a China, principal enemigo económico del nuevo socio estratégico del Gobierno.
Milei propone un modelo de capitalismo financiero desregulado -harto conocido en este país- en el que el Estado no debe planificar ni proteger, sino limitarse a garantizar un conjunto de reglas abstractas. Mientras tanto, interviene de manera permanente en el tipo de cambio (cepo, desregulación, crawling, shock), en las tarifas (sinceramiento, quita de subsidios, aumento de los planes sociales), en los contratos (renegociaciones, marcos regulatorios) y en los precios relativos (energía, transporte, combustibles). Además pisa ingresos y salarios no homologando acuerdos paritarios. Es decir: interviene en el Estado pero no para planificar el desarrollo industrial y las cadenas de valor, sino en una obsesiva intervención sobre la moneda, el déficit, el balance fiscal y los ingresos populares.
Su obsesión pasa por alto que los países que pone de ejemplo, durante 2025 tuvieron fuertes déficits fiscales: Estados Unidos: 7,4%, Israel (6,4%), Bélgica (5,5%), Francia (5,4%), Finlandia (4,6%), Inglaterra (4,3%), Nueva Zelandia (4,1%), Austria (4,3%), Italia (3,3%), El Salvador (2,8%), España (2,7%), Australia (2,7%), Perú (2,4%), Canadá (2,2%), los Países Bajos (2,1%), Corea (1,5%) y Japón (1,2%). Por otra parte, en estos dos años de gobierno, la inversión se desplomó un 12% respecto a la última etapa de la administración del golpeador Alberto Fernández: hay 584.686 personas menos con empleo registrado, según la Secretaría de Trabajo, cuando por año ingresan al mercado no menos de 150.000 trabajadores.
El consumo masivo derrapó en 2025 un 11,9% respecto a 2023, según la medición de la consultora Scentia que pondera los gastos en supermercados, autoservicios, farmacias, e-commerce, almacenes y kioscos y mayoristas, los niveles de morosidad en el pago de las tarjetas de crédito son récord y la actividad productiva, no vinculada a la energía, al agro y a la minería, está en un pozo de profundidad nunca visto salvo en la pandemia. Esos datos se explican en parte por la caída de los salarios formales y las jubilaciones que perdieron sistemáticamente frente a la inflación.
La Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Tarjeta Alimentar fueron las únicas transferencias que crecieron en términos reales durante los dos primeros años del gobierno de Milei, convirtiéndose en el ancla social del ajuste. A diciembre de 2025, la AUH alcanzó a 4.114.513 titulares —incluidos 93.453 beneficiarios por discapacidad— y la Tarjeta Alimentar llegaba a 2.546.130 familias, cubriendo a más de 4,5 millones de niños: más de seis millones de prestaciones en total. Lejos del relato del “fin de los planes”, la ayuda directa a los sectores más pobres no solo no se redujo, sino que se expandió, al tiempo que el salario mínimo y las jubilaciones se deterioraban. Este esquema —transferencias monetarias masivas, directas y sin intermediación— ayuda a explicar la ausencia de estallidos sociales pese a la magnitud del ajuste: el Gobierno desplazó a las organizaciones sociales, pero reforzó el flujo de recursos hacia los hogares más vulnerables, reconfigurando, y no eliminando, el Estado social.
“Nos van a salir dólares por las orejas”
En materia hidrocarburífera, una lectura preliminar de los lineamientos políticos de Javier Milei sugiere que el presidente parece inclinarse más hacia el paradigma nigeriano que hacia el noruego. Noruega hizo de sus recursos naturales una auténtica política de Estado: convirtió sus hidrocarburos en una palanca de desarrollo mediante empresas públicas robustas, una densa red de proveedores locales, capacidades tecnológicas propias y un fondo soberano que hoy resguarda más de un billón de dólares para las generaciones futuras.
Nigeria, en cambio, quedó atrapada en un esquema primario-exportador, casi colonial, estructurado en torno a enclaves de multinacionales, con escasa integración industrial y una apropiación de la renta que ha nutrido la corrupción, la desigualdad y la debilidad institucional. En un caso, el petróleo fue una escuela de capitalismo productivo; en el otro, un atajo hacia la dependencia y la desarticulación económica.
¿Y las inversiones?
La ausencia de inversión externa -a pesar del RIGI- no es un accidente ni una casualidad de mercado: es la consecuencia directa de un régimen diseñado para seducir capitales especulativos a costa de penalizar al propio empresariado nacional. Con beneficios fiscales, cambiarios y regulatorios pensados para grandes jugadores globales—, el esquema deja fuera de juego a las empresas locales, asfixiadas por una estructura tributaria distorsiva y sin acceso al mismo tratamiento preferencial. El resultado es un modelo de enclave: proyectos que extraen recursos en suelo argentino, gozan de rentas extraordinarias garantizadas por el Estado y reinvierten poco o nada en el tejido productivo doméstico. El RIGI no está atrayendo inversión productiva al país; está organizando, con reglas de Estado, una nueva forma de extranjerización del desarrollo. El episodio de los caños de Welspun es apenas la expresión más visible de un desplazamiento más profundo: por primera vez en décadas, un gobierno argentino deja de asumir, como principio, que una obra energética estratégica deba contar con un proveedor industrial nacional.
Para Techint, no se trata simplemente de un contrato perdido, sino de la ruptura de un pacto histórico —nunca formalizado, pero largamente vigente— entre el gran capital industrial y el Estado argentino. Durante años, ese equilibrio estructuró el modelo de desarrollo: el Estado planificaba, financiaba y demandaba; los grupos locales invertían, generaban empleo y exportaban; y los grandes medios contribuían a legitimar ese esquema bajo la narrativa del “desarrollo nacional”. La administración de Milei quiebra ese acuerdo implícito.
En un mundo de bloques, multipolar, quien controla el acero controla la capacidad de existir como actor y no como mercado. Por eso la verdadera discusión no es si Techint gana demasiado o paga poco, sino si la Argentina seguirá teniendo una columna vertebral industrial o aceptará, una vez más, que otros construyan su futuro con el hierro que ella misma extrae.
Por eso el conflicto no es meramente ideológico, sino existencial. Para Milei, Techint encarna una distorsión del funcionamiento del mercado; para Techint, Milei representa una anomalía dentro del sistema político argentino. La disputa excede los intereses sectoriales y pone en juego dos concepciones irreconciliables sobre el papel del Estado, el capital y el desarrollo.
Milei no confronta solo con Techint, sino con la noción de burguesía nacional como sujeto económico-político y cabeza del desarrollo. Al llevar la obra pública a cero, ese andamiaje es desmantelado de raíz.
La ruptura no solo inquieta a los industriales, sino también a los grandes conglomerados mediáticos (Léase Clarín), a los que se les arrebata su lugar histórico como interlocutores naturales del poder.
Un reciente informe del IARAF (Instituto Argentino de Análisis Fiscal) revela que, a pesar de la eliminación del Impuesto PAIS el pasado 1° de enero de 2026, las pymes argentinas continúan atrapadas en un complejo entramado fiscal.
El mapa de los 37 impuestos: Actualmente, una pequeña o mediana empresa en Argentina debe afrontar 37 tributos distintos a lo largo del año, repartidos en 18 nacionales, 8 provinciales y 11 municipales.
La carga burocrática de las 67 obligaciones: Más allá de los impuestos, la gestión diaria incluye un total de 67 obligaciones anuales al sumar los 30 regímenes de retención, percepción e información vigentes. Esto obliga a las pymes a transformarse en entes recaudadores del Estado.
Estructuras de cumplimiento hipertrofiadas: Para cumplir con este laberinto regulatorio, cada empresa debe contar con un equipo sobredimensionado de personal especializado. Esta necesidad de sostener departamentos contables y legales robustos solo para “estar en regla” desvía fondos que deberían destinarse a ingeniería, tecnología y mejora de procesos productivos.
Falta de alivio administrativo: Aunque el fin del Impuesto PAIS bajó costos de importación, el alivio administrativo ha sido nulo. La industria nacional reclama que la desregulación llegue finalmente al sistema tributario para ganar competitividad real.
La Visión de Runrún Energético
Apoyamos el rumbo de libertad económica, pero el reclamo a Federico Sturzenegger es urgente. No podemos tener una Argentina exportadora si las pymes que fabrican los insumos para nuestras cuencas están asfixiadas por 67 trámites y obligadas a pagar sueldos de especialistas solo para cumplir con la burocracia. Menos formularios es igual a más producción.
La provincia de Río Negro se consolida como el nuevo nodo estratégico y de exportación de la energía argentina, desplazando el eje histórico de Buenos Aires mediante proyectos de infraestructura de escala global que conectan Vaca Muerta con el Atlántico.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur: Este proyecto, liderado por YPF, representa una inversión superior a los u$s 2.500 millones. El ducto atravesará la provincia para finalizar en una terminal de exportación en Punta Colorada, Sierra Grande, que contará con la monoboya más grande del país para carga de buques tanque de gran calado, permitiendo una salida directa del crudo neuquino hacia mercados internacionales.
La planta de GNL y el polo exportador: La confirmación de la terminal de Gas Natural Licuado (GNL) en territorio rionegrino reconfigura el mapa gasífero nacional. Este desarrollo no solo implica la construcción de la planta de licuefacción, sino la traza de nuevos gasoductos dedicados exclusivamente a la exportación, aprovechando las ventajas naturales de profundidad de las costas rionegrinas que evitan dragados costosos.
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Impacto en el empleo y servicios locales: La magnitud de estas obras estima la creación de miles de puestos de trabajo directos e indirectos. Esto exige que las empresas de servicios locales y las Pymes regionales se preparen para cumplir con estándares internacionales, lo que tracciona una demanda de personal especializado y capacitación técnica sin precedentes en la región.
Desarrollo de infraestructura complementaria: El despliegue industrial en Sierra Grande y zonas aledañas requiere de una inversión paralela en rutas, servicios básicos y conectividad. La provincia se enfrenta al desafío de gestionar un crecimiento demográfico acelerado traccionado por el “boom” energético, consolidando un nuevo polo de desarrollo fuera de la zona núcleo tradicional.
La Visión de Runrún Energético
Río Negro dejó de ser una provincia de paso para convertirse en la verdadera “llave” de salida de los recursos de Vaca Muerta al mundo. El triunfo de la provincia al captar estas inversiones —bajo el paraguas del RIGI— demuestra que la seguridad jurídica y el alineamiento con el sector privado son tan importantes como la geografía. Es el inicio de una era donde el puerto rionegrino competirá con las principales terminales de exportación del hemisferio sur, cambiando el centro de gravedad del poder energético nacional.
