Información de Mercado de gas natural y energía electrica
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.
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.
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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.
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.
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.
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La adjudicación de la provisión de tubos para la ampliación de la infraestructura de transporte en Vaca Muerta a favor de Welspun Corp marca la entrada de un jugador global de escala masiva que rompe con la hegemonía histórica de los proveedores tradicionales en el Cono Sur.
Capacidad técnica y escala global: Welspun Corp es el segundo mayor fabricante de tuberías de gran diámetro del mundo. Su ventaja competitiva radica en su capacidad de producir tubos de hasta 24 metros de largo (el estándar común es de 12), lo que reduce a la mitad la cantidad de soldaduras necesarias en el terreno. Esto no solo acelera los tiempos de obra, sino que disminuye drásticamente los puntos críticos de falla en gasoductos de alta presión.
La logística de los “nodos” y personal especializado: La empresa no solo provee el acero; opera bajo un modelo de gestión de inventarios justo a tiempo (Just-In-Time). Para el gasoducto de Vaca Muerta, esto exige la contratación de personal especializado en logística portuaria y técnicos de control de calidad certificados bajo normas API (American Petroleum Institute). La movilización de más de 100.000 toneladas de acero requiere una coordinación quirúrgica entre los puertos de Buenos Aires/Bahía Blanca y los centros de acopio en Neuquén.
El respaldo del “Deep Pocket” Indio: Welspun forma parte de un conglomerado de u$s 5.000 millones con intereses en textiles, energía y acero. Su llegada a Argentina viene apalancada por líneas de crédito internacionales que los proveedores locales no pueden igualar hoy. Esto le permite ofrecer plazos de financiación que resultan vitales para que las obras de infraestructura no dependan exclusivamente del presupuesto público o de la caja inmediata de las operadoras.
Certificaciones y Sostenibilidad: Un dato clave de la investigación es que Welspun ha comenzado a certificar su producción bajo estándares de acero verde, utilizando procesos con menor huella de carbono. Esto es un requisito que las operadoras internacionales en Vaca Muerta (como Shell o TotalEnergies) empiezan a exigir a sus proveedores para cumplir con sus propios objetivos de descarbonización global.
La llegada de Welspun es la prueba de que el mercado de infraestructura en Argentina se está “globalizando” en serio. No se trata solo de precio; se trata de tecnología de punta que nuestras empresas locales todavía no pueden fabricar a esa escala de longitud.
Sin embargo, en Runrún advertimos un punto clave: cada tubo de Welspun que llega al puerto requiere un despachante, un camionero, un soldador y un inspector de calidad argentino. El desafío para las cámaras de proveedores es integrarse a esta cadena de suministro global para que el conocimiento técnico quede en casa. La competencia es sana, pero la integración local es lo que hace al desarrollo sostenible.
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Por Redacción Runrún Energético
Mientras los metales preciosos y básicos rompen récords históricos, la región se posiciona para recibir inversiones por más de u$s 230.000 millones hacia 2033, con Argentina como el destino de mayor crecimiento relativo en nuevos proyectos.
El escenario global de incertidumbre geopolítica ha llevado al oro a superar los u$s 4.600 por onza, mientras que la plata rompió la barrera de los u$s 90, niveles nunca antes vistos. Por su parte, el cobre alcanzó los u$s 13.310 por tonelada en Londres, impulsado por la demanda crítica de la inteligencia artificial, los centros de datos y la transición energética global.
Según el informe Mine 2025 de PwC, Argentina proyecta inversiones cercanas a los u$s 33.000 millones para la próxima década. A diferencia de Chile o Brasil, donde el capital se destina mayormente a mantenimiento, en nuestro país el 70% de los fondos están orientados a proyectos greenfield (nuevos desarrollos). Distritos como Vicuña, con proyectos de escala mundial como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol, son las piezas clave del nuevo mapa cuprífero.
Se confirmó que el Banco Mundial y el BID desembolsarán u$s 5.000 millones en el país en los próximos años. De este total, u$s 2.400 millones ya están comprometidos a través de la Corporación Financiera Internacional (IFC) para el desarrollo de la minería de litio en la provincia de Salta, consolidando el respaldo financiero internacional al modelo de apertura y seguridad jurídica.
El nuevo ciclo minero está atravesado por la digitalización: el 87% de las compañías ya utiliza IA para optimizar la eficiencia operativa y la seguridad. El uso de gemelos digitales y sensores inteligentes permite construir infraestructuras más sostenibles, reduciendo la huella de carbono y garantizando la licencia social necesaria para operar en entornos complejos.
Estamos ante una oportunidad histórica donde la geología argentina finalmente se encuentra con el capital global. El respaldo del Banco Mundial y el IFC no es casualidad; es el resultado de un cambio de rumbo que pone a la minería como política de Estado.
Sin embargo, para que estos u$s 33.000 millones se traduzcan en desarrollo, el país debe acelerar las obras de infraestructura eléctrica y vial en la cordillera. El cobre es el nuevo petróleo y Argentina tiene todo para ser el líder de la región.
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Con fecha de apertura confirmada para el próximo 16 de marzo en el Polo Tecnológico de Neuquén, el Instituto Vaca Muerta (IVM) inició formalmente la selección de su equipo académico y administrativo, priorizando perfiles con experiencia directa en la industria del Oil & Gas.
Un hito en la formación técnica: El IVM, impulsado por la Fundación YPF en conjunto con el sector público, busca cubrir la creciente demanda de talento calificado en la cuenca neuquina. La institución funcionará en el “Edificio N” del Polo Científico Tecnológico, un espacio recuperado que simboliza la transformación industrial de la ciudad de Neuquén hacia un centro de servicios y conocimiento de primer nivel.
Perfiles técnicos solicitados: La búsqueda, gestionada por la consultora Patagonia Resources, se centra en docentes especializados en áreas críticas para la operación de yacimientos no convencionales. Las asignaturas a cubrir incluyen Química, Petróleo, Mecánica, Electricidad, Automatización y Seguridad Industrial. El requisito excluyente es poseer una sólida trayectoria previa en posiciones operativas dentro de la industria energética.
Estructura de acompañamiento y gestión: Además del cuerpo docente, el instituto busca conformar su staff no docente, incluyendo personal administrativo, técnicos de soporte institucional, orientadores y tutores académicos. El objetivo es brindar un acompañamiento integral a los estudiantes para asegurar que la formación técnica se traduzca en una inserción laboral inmediata y eficiente.
Inscripciones y contacto: Los profesionales interesados en formar parte de este centro educativo en formación deben enviar su CV actualizado y carta de presentación al correo: busquedas@patagoniaresources.com.ar. Esta convocatoria representa una oportunidad única para que el personal especializado que ya opera en la cuenca transmita el know-how a las nuevas generaciones.
La creación del Instituto Vaca Muerta es la respuesta necesaria al cuello de botella que mencionábamos: la falta de personal especializado. No alcanza con tener el recurso en el subsuelo; necesitamos mentes capacitadas para extraerlo de forma eficiente y segura.
Desde Runrún celebramos que la formación técnica se dé en el corazón de la cuenca y de la mano de quienes ya conocen el barro y la presión de los pozos. Este es el camino para bajar los costos operativos a largo plazo: formar talento local con estándares globales. Menos improvisación, más academia petrolera.
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Por Redacción Runrún Energético
El escenario energético mundial para 2026 presenta una paradoja estratégica: mientras la tensión geopolítica en Medio Oriente sostiene precios volátiles, los fundamentos del mercado global exigen que Vaca Muerta acelere su eficiencia para competir en un mundo con mayores excedentes de stock.
Aunque el Brent ha mostrado picos por el riesgo de conflictos, las proyecciones para finales de 2026 sugieren una estabilización del crudo en la zona de los u$s 55-60. Para Argentina, este escenario marca un punto de inflexión: la exportación sigue siendo el objetivo, pero los márgenes de ganancia dependerán exclusivamente de la eficiencia operativa y no solo de los precios internacionales.
La competitividad técnica de la cuenca neuquina ha logrado llevar el break-even (precio de equilibrio) a un rango de entre u$s 35 y u$s 40 por barril. Mantener estos costos bajos es vital para blindar los planes de inversión frente a una posible caída del precio internacional, asegurando que el flujo de divisas no se detenga.
El análisis de especialistas como Daniel Montamat advierte que el subsuelo ya cumplió su parte; ahora le toca a la macroeconomía. Es urgente que el riesgo país continúe su sendero descendente, ya que funciona como un piso para el costo del capital. Sin financiamiento accesible, Vaca Muerta corre el riesgo de quedar limitada a un modelo extractivo, perdiendo la oportunidad de encadenar procesos de valor agregado.
Con el gas natural produciéndose a menos de u$s 3 el millón de BTU, Argentina se posiciona como un refugio para industrias electrointensivas y petroquímicas que hoy sufren por la falta de gas barato en Europa. Para aprovechar esta relocalización de empresas, el país debe contar con el personal especializado necesario para operar plantas de alta complejidad y garantizar contratos de largo plazo.
En Runrún lo tenemos claro: el éxito de Vaca Muerta se mide en competitividad, no en suerte geopolítica. Tenemos el gas más barato de la región y un petróleo de clase mundial, pero si no bajamos el costo del capital (riesgo país), estamos compitiendo con una mochila de plomo.
El desafío para 2026 es transformar ese recurso en industria real: fertilizantes, plásticos y energía exportable. Menos burocracia y más ingeniería son la única forma de que Argentina se convierta en la solución energética que el mundo está buscando.
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La producción de petróleo en Vaca Muerta cerró enero con volúmenes históricos de 450.000 barriles diarios, consolidando un crecimiento sostenido que descansa sobre bloques de alta eficiencia y un flujo de inversión acelerado por el nuevo marco normativo.
1.Récord de producción en las áreas clave El salto productivo está liderado por bloques estratégicos como Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. En estas áreas “locomotoras”, la intensidad de las etapas de fractura y la optimización de los pozos horizontales han permitido alcanzar niveles de extracción inéditos, consolidando a estos yacimientos como el corazón del abastecimiento nacional.
2.Impacto del RIGI y nuevos horizontes El flujo de inversiones proyectado para 2026 ya supera los u$s 10.000 millones. Este dinamismo está traccionado por los beneficios del RIGI, que al permitir la libre disponibilidad de divisas para inversiones que superen los u$s 200 millones, ha provocado que las operadoras aceleren los planes de completación de pozos (fracking) que se encontraban en lista de espera.
3.La demanda de personal especializado Este nivel de actividad exige una estructura operativa de alta complejidad. Cada operadora y empresa de servicios debe sostener dotaciones de personal altamente especializado, no solo para las tareas técnicas en campo, sino para gestionar el cumplimiento del denso entramado de regulaciones de seguridad y estándares técnicos vigentes. Esta necesidad de equipos profesionales robustos garantiza la continuidad en un entorno de máxima exigencia operativa.
4.Infraestructura y eficiencia operativa La reducción de los tiempos en la completación de pozos permite que Vaca Muerta compita con los mejores desarrollos internacionales. Sin embargo, la industria advierte que el sistema operativo corre el riesgo de saturarse si la infraestructura de transporte no acompaña el ritmo de producción, ya que la capacidad de evacuación hacia refinerías y nodos de exportación opera actualmente al límite.
Vaca Muerta ya no es una promesa; es una realidad industrial de escala global. Lo que el mercado define como el “motor oculto” es la combinación de la capacidad técnica argentina con el “arrancador” financiero que significó el RIGI. Pero atención: para que este motor no se frene, es vital que la carga administrativa no asfixie a los equipos técnicos.
Si el personal especializado tiene que dedicar más tiempo a la burocracia que al terreno, perdemos la competitividad que tanto costó conseguir. El éxito de los 450.000 barriles debe ir acompañado de una simplificación normativa real.
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El oficialismo y los bloques opositores se preparan para un debate decisivo en el Senado que busca “ordenar” la aplicación de la Ley 26.639. La reforma apunta a clarificar los alcances de la protección ambiental para reducir la incertidumbre jurídica que hoy frena proyectos de escala global.
Corrección técnica y seguridad jurídica El proyecto oficial no propone una derogación, sino una “adecuación técnica”. El objetivo central es precisar las definiciones de glaciar y ambiente periglacial, estableciendo que la protección debe basarse en un inventario actualizado y en la verificación técnica de si una geoforma aporta efectivamente agua a la cuenca. Esto permitiría el avance de proyectos industriales en zonas de suelos congelados o permafrost que no tienen valor hídrico estratégico.
Refuerzo del Federalismo Un punto central de la discusión es el rol de las provincias. La reforma busca devolver a las autoridades provinciales la competencia para identificar y autorizar actividades en sus territorios, en línea con los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional. Esta postura cuenta con el respaldo explícito de la Mesa del Litio y la Mesa del Cobre, integradas por provincias cordilleranas que exigen reglas claras para desarrollar sus recursos naturales.
Inversiones en juego y el RIGI Desde el Ejecutivo remarcan que la adecuación no tendrá efectos retroactivos ni afectará Declaraciones de Impacto Ambiental vigentes. Sin embargo, subrayan que la certidumbre es vital para atraer los u$s 30.000 millones en inversiones mineras proyectadas. La norma busca armonizar la protección del agua con el RIGI, asegurando que los grandes proyectos tengan un marco legal estable que no sea objeto de judicialización constante.
Tensión con el sector ambientalista Organizaciones como Greenpeace y la FARN han iniciado campañas de presión advirtiendo sobre un posible “retroceso ambiental”. El debate gira en torno al principio de no regresión del Acuerdo de Escazú. Mientras el oficialismo asegura que las prohibiciones esenciales de la minería en glaciares se mantienen, la oposición dialoguista busca un documento intermedio que garantice la protección del recurso hídrico sin bloquear el desarrollo productivo.
La Ley de Glaciares actual, por su ambigüedad, se convirtió en un cepo al desarrollo de las provincias cordilleranas. En Runrún sostenemos que la protección ambiental y la minería no son excluyentes, pero para eso se necesitan mapas, no ideología.
Si un suelo congelado no aporta agua, no debería ser una barrera para una inversión de miles de millones de dólares. El desafío del 10 de febrero es salir del “todo o nada” y darle a la Argentina una legislación de clase mundial que proteja el agua pero que también permita sacar el cobre y el litio que el mundo demanda para la transición energética. Sin seguridad jurídica, no hay futuro minero.
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A través de la Resolución N° 008/26, la Secretaría de Minería de Salta aprobó el Informe de Impacto Ambiental para que Mansfield Minera avance en el yacimiento Arizaro, un proyecto satélite clave para el futuro del complejo Lindero.
Estrategia de “Doble Motor” La aprobación permite que la compañía mantenga la producción activa en la mina Lindero (que recientemente alcanzó el hito de 500.000 onzas de oro producidas) mientras inicia campañas de exploración en Arizaro. El objetivo es convertir recursos potenciales en reservas probadas para extender la vida útil del complejo más allá de los 13 años proyectados inicialmente.
El potencial de Arizaro Ubicado a pocos kilómetros de la operación principal en la Puna salteña, Arizaro es considerado un depósito tipo pórfido aurífero-cuprífero de alto potencial. Esta nueva etapa de exploración busca definir “blancos” que permitan alimentar la planta de procesamiento existente, optimizando la infraestructura ya instalada.
Hito en sostenibilidad: La primera mina híbrida El anuncio de expansión coincide con la consolidación de Lindero como la primera mina híbrida de la Puna. Gracias a una alianza con la empresa Secco, el yacimiento ya opera con energía solar durante el día, reduciendo un 40% el consumo de combustible y simplificando una logística crítica que se encuentra a más de 4.000 metros de altura.
Impacto en el empleo local Mansfield emplea hoy a más de 700 personas de manera directa. La continuidad y expansión del proyecto garantizan estabilidad laboral y traccionan la demanda de proveedores locales nucleados en la Cámara de Proveedores Mineros de Salta (CAPEMISA).
La agilidad de la Secretaría de Minería de Salta para emitir esta resolución es la respuesta que el sector esperaba. En minería, si no explorás hoy, te quedás sin mina mañana. Mansfield está demostrando que se puede ser eficiente (con su planta solar) y ambicioso al mismo tiempo. Es un caso testigo de cómo el oro sigue siendo el pilar de las exportaciones salteñas mientras el litio termina de madurar sus inversiones.
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Tras la salida estratégica de la multinacional DLS Archer de la Cuenca del Golfo San Jorge, se formalizó el nacimiento de Nova Energy, la compañía que toma el control de una de las flotas de equipos más importantes de la región.
Nueva estructura operativa La transición marca la asunción de Diego Trabucco como presidente de la firma, quien junto a Javier Basso se asocia al consorcio regional liderado por el empresario comodorense Pablo Pires, titular de SGA y Vientos del Sur.
Equipamiento y personal La operación incluye la transferencia de aproximadamente 20 equipos especializados en workover y pulling, además de una dotación de personal con vasta experiencia en la cuenca. Estos activos son críticos para el mantenimiento de la producción en yacimientos maduros.
Cambio de paradigma en la región Mientras Archer concentra su capital y nuevos contratos en el shale de Vaca Muerta, Nova Energy apuesta a la eficiencia en los campos de Chubut y Santa Cruz. Esta transición permite una estructura de costos más ágil y una respuesta inmediata frente a la burocracia de las grandes multinacionales.
El regreso de Diego Trabucco a la primera línea operativa es una señal de vitalidad para el sur. La creación de Nova Energy es el ejemplo perfecto de la “argentinización” eficiente: empresarios locales tomando la posta de las multinacionales para cuidar cada barril de crudo convencional mientras el país mira hacia el GNL.
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El Gobierno de Honduras designó al ingeniero Eduardo Oviedo como nuevo secretario de Estado en el Despacho de Energía, quien además liderará de forma interina la Gerencia General de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).
Su llegada se produce en una etapa de reordenamiento institucional y definición de prioridades para el sector eléctrico, tras meses de parálisis política, donde está en juego la licitación de 1500 de nueva capacidad de generación, lanzada por el gobierno anterior.
Con más de 20 años de experiencia en planificación energética, regulación y ejecución de proyectos, Oviedo ha ocupado cargos en la Dirección General de Hidrocarburos, la Superintendencia de Energía y el Programa de Desarrollo de Energía Renovable de Honduras. También trabajó como consultor en organismos multilaterales, lo que le otorga una visión sistémica y operativa de los desafíos del país.
Desde el primer día, el nuevo secretario empezó a ejecutar la hoja de ruta energética que diseñó el actual Gobierno para el período 2026-2030. El plan tiene cinco ejes: sostenibilidad financiera, expansión de infraestructura, impulso a fuentes renovables, acceso universal y eficiencia institucional. Entre sus metas principales están:
Elevar al 80% la participación renovable en la matriz eléctrica para 2027.
Reducir en 40% las pérdidas del sistema, tanto técnicas como no técnicas.
Duplicar la capacidad instalada en fuentes limpias, especialmente solar, eólica y biomasa.
Además, se impulsará un esquema de estabilización tarifaria y la implementación de un Plan Maestro de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, enfocado en la calidad del suministro, cobertura territorial y criterios técnicos.
El otro gran frente de trabajo es la reactivación de la licitación para 1500 MW de nueva capacidad de generación, que había sido congelada por la inestabilidad política. Este proceso contempla contratos de largo plazo tanto para fuentes renovables como térmicas, además de almacenamiento y soluciones de flexibilidad. Según informaron autoridades del sector, más de diez empresas ya adquirieron las bases.
De ese total, al menos 500 MW serán adjudicados a tecnologías limpias, con prioridad para diversificar la matriz y reducir la dependencia de combustibles fósiles caros. El calendario preliminar prevé adjudicaciones antes de mediados de 2026.
Referentes del ecosistema energético destacan que el desafío principal será garantizar la transparencia técnica y regulatoria del proceso, así como su viabilidad financiera. Se trata de una convocatoria clave para atraer inversión, resolver cuellos de botella en generación y sentar bases para la transición energética.
Nuevo contexto político tras el cambio presidencial
La asunción de Oviedo se produjo pocos días después de que Nasry Asfura tomara posesión como presidente de Honduras, el 27 de enero, luego de unas elecciones tensas que paralizaron la gestión pública durante semanas. El escenario anterior, de vacío institucional, había afectado la toma de decisiones y el avance de procesos críticos como la licitación.
Durante su campaña, Asfura propuso recuperar la sostenibilidad del sistema eléctrico y modernizar la gestión del sector. En su discurso inaugural, afirmó que era necesario “retomar la agenda energética con visión de largo plazo”. La designación de Oviedo refuerza esta línea, con una conducción de perfil técnico y enfoque operativo.
Una fuente cercana al gabinete energético señaló que la apuesta es consolidar un mando unificado que facilite la ejecución del plan de gobierno y articule con los actores del mercado. “Estamos en un momento clave para recuperar credibilidad institucional”, remarcó.
En ese marco, Oviedo tendrá el rol central de restaurar la planificación, estabilizar las empresas del sector y coordinar con el mercado privado la expansión de generación y redes. Su gestión será determinante para definir el rumbo del sistema eléctrico hondureño en los próximos años.
La entrada Oviedo toma el mando energético de Honduras: las claves del plan oficial y el futuro de la licitación de 1500 MW se publicó primero en Energía Estratégica.
El Ministerio de Energía y Minas del Perú (MINEM) oficializó la designación de Nilo Pereira Torres como nuevo viceministro de Electricidad tras la salida de Francisco Mendoza De Luca, quien había asumido el cargo en septiembre de 2025, en un contexto de impulso a la electrificación rural y modernización del sistema energético.
La decisión del Gobierno se da a menos de tres meses de las elecciones generales del 12 de abril de 2026, en las que se renovará la presidencia, el Congreso y el Parlamento Andino.
En caso de que ningún candidato alcance el 50 % de los votos válidos, se contempla una segunda vuelta para el 7 de junio. En este escenario, la nueva gestión del Viceministerio de Electricidad adquiere carácter transitorio, aunque determinante para el futuro del sector.
Nilo Pereira es ingeniero electricista colegiado, con maestría en Gestión Pública, y ha ocupado cargos técnicos de alta responsabilidad dentro del propio MINEM, incluyendo la Dirección General de Electricidad y la Dirección de Regulación y Concesiones Eléctricas. “Su experiencia profesional lo ha llevado a liderar equipos técnicos en diferentes áreas clave para el desarrollo del sistema eléctrico nacional”, destaca el comunicado del Ministerio.
Posee más de 25 años de trayectoria en el sector eléctrico, con experiencia como gerente general de empresas estatales como Electro Ucayali, Electro Oriente y Electro Tocache. Es egresado de la Universidad Nacional del Centro del Perú y cuenta con estudios de especialización en regulación tarifaria, planeamiento empresarial y gestión pública en instituciones como la Universidad ESAN y la Sociedad Nacional de Industrias. Además, ha trabajado como consultor técnico en la Dirección General de Electricidad del MINEM, lo que refuerza su conocimiento del aparato estatal y del marco normativo energético.
La trayectoria del nuevo viceministro está vinculada a procesos normativos, concesiones y expansión del servicio eléctrico en zonas rurales. Sin embargo, el gran desafío que enfrenta en este corto período será el marco regulatorio para las energías renovables, especialmente en torno a la Ley N° 32249, que modifica el marco de las licitaciones de energía limpia, pero aún carece de reglamentación específica.
Según la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) , más de USD 12.000 millones en inversiones en proyectos renovables permanecen en pausa por falta de reglamentos, lo que frena el ingreso de nueva capacidad de generación y resta previsibilidad al sistema. El sector privado observa con atención, en un momento en que el país tramita más de 10 GW renovables, impulsados por empresas como Engie, Enel,Kallpa Generación, Celaris Energy, Sonnedix, First Solar, Atlas, SolarPack, Tozzi Green, entre otras.
El nuevo viceministro asume con la responsabilidad de avanzar en la implementación de esta normativa y definir los cronogramas para las futuras licitaciones anunciadas para 2026. Mientras tanto, se acumulan reclamos por parte de desarrolladores e inversionistas, que ven con preocupación la falta de lineamientos que garanticen condiciones claras para nuevos contratos de suministro eléctrico con fuentes no convencionales.
La gestión de Pereira también se da en el marco de la conducción del ministro Jorge Luis Montero Requena, quien impulsa una estructura técnica fortalecida para acelerar proyectos de infraestructura, redes inteligentes y acceso universal. En este sentido, el Viceministerio de Electricidad no solo tendrá que gestionar el presente, sino también dejar preparadas las bases para la transición que implicará el cambio de administración tras las elecciones.
Con una ventana política limitada y en medio de un contexto incierto, la prioridad inmediata será reactivar la confianza del sector renovable y mostrar avances concretos en reglamentación y ejecución, especialmente en un país que aún depende en gran medida de generación hidroeléctrica y térmica.
El nombramiento de Pereira, con experiencia interna en el aparato estatal, es interpretado por actores del sector como una apuesta a la estabilidad técnica en un tramo final de gobierno que necesita dejar señales de continuidad institucional. Desde el MINEM se espera que en los próximos días se comuniquen los lineamientos concretos de su gestión, particularmente en torno a la aplicación de la Ley 32249 y la planificación de futuras subastas.
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El Gobierno de México desplegó una estrategia sincronizada para reforzar su política energética y movilizar capital privado hacia proyectos clave de infraestructura eléctrica. El 27 de enero, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo mantuvo un encuentro en Palacio Nacional con representantes de la Asociación de Bancos de México (ABM), incluyendo ejecutivos de BBVA, Banamex, HSBC, Bank of America México, MONEX y Bx+.
Durante la reunión, la mandataria pidió a los bancos “preparar esquemas de financiamiento para proyectos que serán anunciados en los próximos días”, según reportaron fuentes presentes, considerando que las iniciativas abarcan generación con fuentes renovables y nuevas obras de transmisión eléctrica esenciales para destrabar cuellos de botella.
Al día siguiente, el pasado 28 de enero, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) publicó en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos de los Esquemas para el Desarrollo Mixto, habilitando formalmente nuevas asociaciones con el sector privado en proyectos de generación eléctrica, infraestructura asociada y almacenamiento.
El marco normativo define tres mecanismos de adjudicación: licitación pública, invitación restringida y adjudicación directa, cada uno con procedimientos técnicos y financieros específicos. La CFE remarca que “el procedimiento competitivo nos da la oportunidad de mejorar las condiciones para el Estado y la CFE, sin cambiar las especificaciones originales”.
Bajo estos contratos, los privados podrán compartir costos, inversiones y riesgos, siempre que los proyectos garanticen una rentabilidad financiera sostenible y cumplan con criterios de confiabilidad, seguridad, accesibilidad y sostenibilidad del Sistema Eléctrico Nacional. El modelo económico exigido debe incluir análisis de flujos de caja descontados, tasas internas de retorno (TIR), periodos de recuperación de inversión y sensibilidad de variables.
Para aprobar cada iniciativa, se conformará un Grupo de Desarrollo Mixto (GDM) integrado por representantes de la CFE, la Secretaría de Energía (SENER) y la Secretaría de Hacienda. Este equipo evaluará la viabilidad técnica, operativa, financiera y socioambiental de los proyectos. “Los contratos deberán contemplar cláusulas sobre estructura legal, financiamiento, derechos y obligaciones, mecanismos de gobernanza y resolución de controversias”, establece el documento.
En los esquemas de inversión mixta, la CFE deberá mantener al menos el 54% del capital común, garantizando el control del Estado. Además, los costos de estructuración del proyecto deben estar cubiertos por el esquema financiero acordado y no generar compromisos fuera del modelo aprobado.
En línea con las prioridades federales, los proyectos deberán integrarse a los planes vinculantes de expansión del sistema eléctrico y cumplir con las normativas de confiabilidad operativa, eficiencia tecnológica y responsabilidad social. Se exigirá también un plan de mantenimiento, actualización tecnológica y reportes trimestrales de desempeño económico y técnico, a cargo de supervisores designados por la CFE.
La doble acción —el diálogo político con la banca y la publicación del nuevo esquema normativo— marca un punto de inflexión en la política energética mexicana, donde se busca que el sistema financiero nacional participe activamente en la transición energética. Desde la presidencia, el mensaje fue claro: “El sistema financiero debe ser un aliado de los grandes proyectos de infraestructura y energía”.
La estrategia también se da en un contexto económico desafiante: desaceleración del crecimiento, tensiones comerciales internacionales, incremento al IEPS y persistencia del uso de efectivo en la economía. Frente a esto, el Gobierno plantea que la expansión de infraestructura verde puede convertirse en un motor de inversión y modernización estructural.
Cabe recordar que el Gobierno tiene pendiente el lanzamiento de la segunda convocatoria para privados programada para enero del corriente año, tras una primera ronda de adjudicación que generó expectativas positivas en el sector renovable por su rapidez y certidumbre operativa.
En ese primer proceso —orientado a proyectos de generación limpia y almacenamiento— se adjudicaron más de 3.320 MW de capacidad renovable y 1.488 MW en sistemas de baterías, con inversiones que reflejaron un renovado interés internacional en el mercado mexicano, incluyendo la participación de filiales de grandes grupos globales.
Al integrar capital privado bajo reglas claras y criterios técnicos exigentes, los contratos mixtos de la CFE se posicionan como un nuevo vehículo para atraer inversión y acelerar la construcción de activos estratégicos para la energía limpia.
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Vista Energy cerró este lunes la adquisición del 30% de Bandurria Sur y un 50% de Bajo del Toro, dos áreas en Vaca Muerta que eran propiedad de la noruega Equinor, a cambio de una inversión neta de 712 millones de dólares. Al mismo tiempo, firmó la cesión a YPF, operador de ambas áreas, de una participación del 4,9% y del 15% de los activos, respectivamente. Por lo que la empresa que preside Miguel Galuccio terminará incorporando una participación total del 25,1% en el bloque Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro.
Esta operación le permitirá a Vista convertirse en una operadora de shale oil con una producción superior a los 150.000 boe/d consolidando su lugar como el principal productor independiente de crudo y el mayor exportador de petróleo de la Argentina.
La compañía acumula inversiones a la fecha por más de US$ 6.500 millones en Vaca Muerta, y este acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que la compañía viene desplegando para el desarrollo de la formación.
En abril del año pasado, 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.
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 muy positiva, 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.”
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.
, Nicolas Gandini
Transportadora Gas del Norte designó a Horacio Pizarro como nuevo director general, quien asumió el cargo a partir de este martes 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.
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 se desempeñó en la Organización Techint en la que ocupó diversos cargos destacándose recientemente como director senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.
Desde la compañía señalaron que su designación se enmarca en una nueva etapa orientada a fortalecer la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento del sistema de transporte de gas, en un contexto de expansión de la infraestructura energética del país.
A su vez, destacaron que Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de TGN desde 1992, año de la creación de la empresa. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como director general, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella en los resultados alcanzados y en la cultura organizacional. Además, es uno de los principales directivos de la industria de gas natural con una visión integral del mercado gasífero.
En los últimos meses, Ridelener estuvo abocado a tratar de recuperar el mercado de exportación de gas argentino a partir del desarrollo de Vaca Muerta, tratando de generar acercamientos con Brasil y Chile.
Daniel Ridelener (@TGNGas), en el #EnergyDay:
“El desafío es llegar con el crudo a las costas del Atlántico. En el caso del gas es distinto. Tenemos que desarrollar el mercado. Ahí aparece el mercado doméstico y los regionales. Yo creo que Brasil es un mercado que podrá… pic.twitter.com/vXhNNydJbH
— EconoJournal (@econojournal) December 3, 2024
“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”, expresó Horacio Pizarro, nuevo director general de TGN.
Ridelener destacó el perfil de su sucesor y el trabajo del equipo de la compañía: “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”.
, Redaccion EconoJournal
Ventus la empresa ha sido adjudicada para la operación y mantenimiento (O&M) del parque solar Puerta de Oro, un proyecto de 375 MWp de potencia instalada, ubicado en los municipios de Guaduas y Chaguaní Cundinamarca, propiedad de Patria Investments.
El contrato incluye la gestión integral de la planta, que abarca lavados de paneles, ejecución de pruebas eléctricas, supervisión y operación de los sistemas de generación, así como la operación de los activos de conexión de alta tensión. Con esta adjudicación, Ventus supera los 1000 MW en gestión de activos renovables en América Latina, consolidando su posición como uno de los principales referentes regionales en operación y mantenimiento.
El Parque Solar Puerta de Oro cuenta con 511380 módulos fotovoltaicos y 300 inversores centralizados, distribuidos en una superficie de 540 hectáreas, equivalente a más de 750 canchas de fútbol profesional. Además, el proyecto incluye una línea de transmisión de alta tensión de 22 kilómetros a 230 kV y una subestación de evacuación 34,5/230 kV equipada con dos transformadores de potencia de 190 MVA.
“La operación y el mantenimiento son una parte fundamental del ciclo de vida de los proyectos renovables. No se trata solo de mantener los equipos funcionando, sino de optimizar su rendimiento, extender su vida útil y asegurar que cada megavatio generado aporte valor sostenible a largo plazo”, destacó Federico Lombardo, Gerente de Operación y Mantenimiento de Ventus.
“Estamos muy orgullosos de la confianza depositada en nosotros por Patria Investments y de poder acompañar el crecimiento del sector solar en Colombia con la misma excelencia técnica que caracteriza a Ventus”, concluyó el Gerente de O&M.
Puerta de Oro es un proyecto que marca un antes y un después para la transición energética en Colombia. Su reconocimiento como uno de los parques solares más grandes del país y su entrada en operación en este 2026 reflejan no solo su magnitud, sino la responsabilidad que implica garantizar su funcionamiento eficiente y sostenible en el tiempo.
“Para nosotros, la operación no es una fase posterior al desarrollo, sino el corazón que garantiza que el proyecto entregue valor real al sistema energético del país. La presencia de Ventus en Puerta de Oro fortalece nuestra visión de largo plazo: una planta que opere con excelencia técnica, optimice su rendimiento y contribuya de manera sostenida a la seguridad energética de Colombia”. Afirmó Luis Alberto Páez, CEO Plataforma de Energía, Patria Investments y CEO Puerta de Oro.
Con esta nueva adjudicación, Ventus reafirma su liderazgo en toda la cadena de valor de la energía renovable, desde la ingeniería y construcción (EPC) hasta la gestión y operación de activos, fortaleciendo su presencia y compromiso con el desarrollo energético sostenible de Colombia y América Latina.
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La Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de Magallanes dio su aprobación unánime a la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del parque eólico Faro del Sur, impulsado por HIF Global, marcando un nuevo hito para el despliegue de energías renovables en el extremo sur de Chile.
Localizado en el sector de Cabo Negro, el proyecto contempla una inversión cercana a los USD 500 millones y la instalación de 62 aerogeneradores de tecnología avanzada, con una capacidad total de 372 MW. Su escala lo posiciona entre los primeros desarrollos eólicos de gran envergadura en Magallanes, orientados al suministro de electricidad limpia para procesos industriales de alta demanda energética.
La energía producida por Faro del Sur será transportada mediante una línea de transmisión subterránea de aproximadamente 12 kilómetros hasta complejos industriales vinculados a combustibles renovables. En particular, abastecerá a la futura planta de e-combustibles de Cabo Negro, también promovida por HIF Global, que prevé la producción de e-metanol y otros combustibles carbono neutrales a partir de energía eólica y fuentes renovables complementarias.
Desde el ámbito regional, autoridades subrayaron que la aprobación del proyecto entrega certezas ambientales y regulatorias, al tiempo que impulsa un modelo productivo con mayor valor agregado local, generación de empleo y un aporte directo a la diversificación de la matriz energética de Magallanes.
El parque incorporará aerogeneradores de tres palas y última generación, diseñados para capturar de manera eficiente los intensos vientos característicos de la región. Junto con la infraestructura asociada, Faro del Sur se proyecta como un referente en el desarrollo de energías renovables a gran escala en el sur del país.
La iniciativa se integra a un ecosistema en expansión vinculado al hidrógeno verde y sus derivados, en el que Magallanes se ha consolidado como un polo estratégico gracias a sus condiciones climáticas favorables y su potencial para articular cadenas productivas de e-combustibles.
La aprobación unánime del proyecto envía una señal positiva a los inversionistas sobre la solidez del marco regulatorio chileno para iniciativas de energías limpias, en un contexto donde múltiples proyectos buscan avanzar desde la tramitación ambiental hacia su construcción.
Expertos destacan que desarrollos como Faro del Sur no solo contribuyen a la reducción de emisiones y a la diversificación de la matriz energética, sino que también fortalecen la proyección de Chile como exportador de energía y combustibles renovables, un eje central de su estrategia energética y climática de largo plazo.
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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile abrió la convocatoria a los interesados a participar en la etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión, así como a las empresas distribuidoras a presentar los informes de obras de expansión de sus sistemas de distribución, en el marco del proceso de Planificación Anual de la Transmisión correspondiente al año 2026.
Esta convocatoria se realiza conforme a lo dispuesto en el artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos y en los artículos 81, 107, 108 y 109 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión, aprobado mediante el Decreto Supremo N° 37 de 2019 del Ministerio de Energía, publicado en el Diario Oficial el 25 de mayo de 2021.
Las propuestas de proyectos de expansión de la transmisión y los informes de expansión de los sistemas de distribución correspondientes al año calendario 2026 podrán presentarse entre el 20 de febrero y el 20 de abril de 2026, a través del correo electrónico oficinadepartes@cne.cl, con copia a plandeexpansion2026@cne.cl
Los antecedentes deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el Reglamento, así como con los documentos técnicos “Definición de requerimientos” e “Informe empresa Distribuidora – Artículo 81”, los que se encuentran disponibles en el sitio web institucional www.cne.cl, en el apartado “Expansión de Transmisión”, “Año 2026”, “Convocatoria para la presentación de Propuestas de Proyectos de Expansión de la Transmisión e Informes de Obras de Expansión de los Sistemas de Distribución”.
Asimismo, y de acuerdo con lo señalado en el artículo 109 del Reglamento, dentro de los 60 días siguientes al cierre del plazo de presentación, la CNE podrá solicitar antecedentes complementarios o aclaraciones respecto de las propuestas recibidas, y desestimar aquellas que no cumplan con los requisitos mínimos necesarios para su evaluación técnico-económica.
Con este proceso, la Comisión Nacional de Energía avanza en el fortalecimiento de la planificación del sistema eléctrico nacional, promoviendo un desarrollo eficiente, seguro y oportuno de la infraestructura de transmisión y distribución del país.
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La venta de los activos de la empresa de servicios DLS en la Cuenca del Golfo de San Jorge se completó formalmente con el surgimiento de Nova Energy Argentina. Como parte de esa movimiento empresario Diego Trabucco, el fundador de Aconcagua Energía, pasa a desempeñarse como presidente y CEO de la nueva sociedad.
La venta, que fue aprobada formalmente en Oslo, dado que DLS es controlada por el grupo multinacional Archer que está fondeado en Noruega, contempla la cesión de 24 equipos de pulling y workover ubicados en Chubut y Santa Cruz.
La operación posiciona a una nueva estructura de capitales regionales al frente de uno de los servicios de torre críticos para el desarrollo convencional. El traspaso incluye el manejo de todas las operaciones en las dos provincias que comparten la Cuenca del Golfo.
La composición societaria de la nueva firma refleja un fuerte anclaje local, al estar integrada por el grupo conformado por Vientos del Sur S.A. y SGA Servicios S.A. -referenciadas en el empresario Pablo Pires– en alianza con Aconcagua Energía Ltd. Esta sociedad busca dar previsibilidad a una zona que atraviesa una profunda transformación industrial.
El cambio de manos cuenta con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila y de sus principales alfiles en la conducción del sindicato de petroleros privados de Chubut. El aval del líder gremial es clave para viabilizar el redimensionamiento (resizing) del personal empleado por DLS, que hoy ronda los 740 operarios.
La naciente Nova Energy confirmó que mantendrá su centro neurálgico en la base de Comodoro Rivadavia, desde donde se coordinará la actividad para los yacimientos que operan en la cuenca.
Trabucco señaló que el foco inmediato estará puesto en la seguridad y la eficiencia de las operaciones, con una mirada de largo plazo. «Iniciamos esta etapa con el compromiso de fortalecer las operaciones y generar valor sostenible para nuestros clientes«, afirmó el ejecutivo con el antecedente de su gestión energética independiente.
Con el repliegue de las grandes multinacionales de servicios hacia el shale de Neuquén, actores locales y grupos independientes asumen el desafío de sostener la productividad de los yacimientos maduros. Este fenómeno se aceleró a partir del retiro de YPF de diversas áreas en la Patagonia, dejando el espacio para que compañías con estructuras más ágiles tomen la responsabilidad de la operación.
Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía.
También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.
, Redacción EconoJournal
El gobierno de los Estados Unidos recibirá este miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. La administración de Donald Trump está considerando la posibilidad de establecer precios mínimos en el comercio de minerales. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.
Trump anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para crear una reserva estratégica de estas materias primas. El anuncio fue un adelanto de las claves de la agenda programática que el secretario de Estado, Marco Rubio, expondrá y buscará consensuar con los ministros extranjeros.
La cumbre sobre minerales críticos organizada por el Departamento de Estado de EE.UU. permitirá a las autoridades argentinas y a empresas mineras con proyectos en el país conocer cuál es la propuesta concreta de la administración Trump para hacer frente a las prácticas de manipulación de precios del gobierno chino, que según Washington desalientan inversiones occidentales en minerales críticos y sobre todo en tierras raras.
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 para las industrias de punta tecnológica, como la industria militar.
El tema es de particular interés para las compañías mineras en la Argentina que producen y exportan carbonato de litio debido a que el gobierno estadounidense está poniendo el foco en los minerales críticos procesados y sus productos derivados (PCMDPs por sus siglas en inglés). Chile y la Argentina representan más del 90% de las importaciones de litio en los EE.UU.
La principal preocupación entre los gobiernos y las mineras es cómo crear un entorno de menor volatilidad para los precios. Algunas medidas proactivas de la administración Trump, como el otorgamiento de precios mínimos para determinados proyectos de minerales críticos y de extracción y refinamiento de tierras raras en EE.UU., son respaldadas por socios como Australia.
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.
Sin embargo, el gobierno estadounidense estaría evaluando acotar la aplicación de esa herramienta debido a su costo fiscal y consideraciones de política doméstica, según reportó la agencia Reuters.
De todas formas, el Departamento de Estado espera consensuar este miércoles con los ministros extranjeros algún tipo de mecanismo de fijación de precios para las tierras raras.
Al encuentro asistirán ministros de países de la Unión Europea, Reino Unido, Francia, Alemania, Italia, Canadá, Australia, Japón, India, Corea del Sur, Argentina y de otros Estados.
El principal tema de interés para el gobierno argentino y las empresas mineras con proyectos en el país será entender qué propone la administración Trump en concreto y evaluar los potenciales impactos en las inversiones mineras fuera de EE.UU.
Trump parece querer alcanzar un consenso para acelerar inversiones mineras en EE.UU. y en países aliados. El presidente estadounidense publicó en enero una proclama (declaración de política pública) relacionada con la importación de minerales críticos procesados y sus productos derivados (tierras raras), en base a un reporte de la Secretaría de Comercio.
El reporte concluye que las importaciones de PCMDP generan distorsiones que ponen en riesgo la seguridad nacional. «EE.UU. depende demasiado de fuentes extranjeras de PCMDP, carece de acceso a una cadena de suministro suficientemente segura y confiable, está experimentando una volatilidad de precios insostenible con respecto a los mercados de minerales críticos y sufre un debilitamiento de la capacidad de producción y fabricación interna», explica la proclama de Trump.
La propuesta para corregir esas distorsiones es negociar precios mínimos. “Al negociar, la Administración, trabajando con nuestros aliados, promoverá la adopción de precios mínimos para el comercio de PCMDPs”, anunció la Casa Blanca.
Sin embargo, si las conversaciones no avanzan en la dirección deseada, Trump dejó abierta la posibilidad de tomar medidas retaliatorias como aplicar aranceles o fijar de forma unilateral precios mínimos de importación de PCMDPs. “Dependiendo del estado o resultado de dichas negociaciones, podría tomar otras medidas para ajustar las importaciones de PCMDP para abordar la amenaza a la seguridad nacional”, advirtió Trump en la proclama.
Fuentes en la industria señalaron a EconoJournal que no hay claridad sobre cómo estas propuestas potenciarían la inversión minera en la Argentina. “La información oficial que hay disponible (de la administración Trump) genera una contradicción, porque lo que se estaría proponiendo iría en favor de la inversión en EE.UU.”, indicó un alto directivo de una empresa con proyectos mineros en el país que pidió reserva de nombre.
Argentina y EE.UU suscribieron en 2024 un memorando de entendimiento (MoU) para la Cooperación en Minerales Críticos. El Acuerdo Marco de comercio e Inversión entre ambos países anunciado en noviembre también señala a los minerales críticos como un tema de interés.
En materia de comercio de minerales críticos, al menos un 30% de las importaciones de litio en los EE.UU. provienen de la Argentina, ubicándose segunda detrás de Chile, país que suele representar el 50% del abastecimiento estadounidense desde el extranjero.
Tanto la Argentina como Chile exportan principalmente carbonato de litio, un producto con un valor agregado mayor al espodumeno o petalita exportada desde Australia o Zimbabue. El litio y el uranio están entre los minerales críticos procesados señalados en la proclama de Trump.
El Secretario de Estado, Marco Rubio, conversará con los ministros distintas opciones para alentar las inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras. Una alternativa es el estableciento de precios mínimos en el comercio de tierras raras, aunque no está claro cómo esto podría ser implementado.
EE.UU. y otros países están aplicando políticas de inversión pública en el sector minero. Por ejemplo, la administración Trump decidió entrar como accionista en compañías mineras con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras y otorgar precios mínimos para determinados proyectos.
La propuesta de establecer precios mínimos comenzó a ser evaluada durante la administración de Joe Biden. El Departamento de Energía estudió en ese momento la posibilidad de ofrecer precios sostén a productores y procesadores domésticos de minerales críticos. El gobierno asumiría el costo de la diferencia entre el precio mínimo y el precio de mercado si este último cae por debajo del precio pactado.
Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento de Energía considere que están cerca de ser comercialmente competitivos pero que están siendo desafiados por la manipulación de precios en el extranjero.
La iniciativa fue finalmente aplicada por la administración Trump. El Congreso aprobó en julio de 2025 un presupuesto de US$ 7500 millones en minerales críticos para el Departamento de Guerra, destinados a ofrecer precios sostén, comprar participaciones en empresas y acumular una reserva estratégica de tierras raras.
El caso paradigmático en este nuevo enfoque es el acuerdo suscrito entre el Pentágono y MP Materials, una empresa de California. El acuerdo incluye una inversión de capital de US$ 400 millones del Departamento de Guerra, un préstamo gubernamental de US$ 150 millones, acuerdos de venta de producción a empresas como General Motors y Apple, precios mínimos garantizados y un compromiso de financiación privada de US$ 1000 millones de JP Morgan y Goldman Sachs.
Este acuerdo permitió destrabar un segundo acuerdo en noviembre para la construcción de una refinería de tierras raras en Arabia Saudita. MP Materials y el Pentágono adquirirán el 49% de una joint venture que se creará con la empresa saudita Mareen para la construcción y explotación de la planta. MP Materials aportará el know-how de refinación y el gobierno estadounidense una parte del financiamiento para el proyecto.
El proyecto en Arabia Saudita es un ejemplo práctico de cómo el apoyo de EE.UU. a empresas estadounidenses podría traducirse en inversiones en tierras raras y minerales críticos en el extranjero.
Los países del G-7 y Australia debatieron la aplicación de precios mínimos para las tierras raras en una reunión de ministros de Finanzas a comienzos de enero, aunque no está claro cómo un mecanismo de fijación de precios podría ser llevado al plano internacional.
Tanto los gobiernos como las empresas consideran que los productores chinos están comercializando las tierras raras a un precio muy bajo para evitar el ingreso de nuevos competidores.
El gobierno australiano considera que EE.UU. debe seguir otorgando precios preferenciales a más proyectos. Sin embargo, Reuters reportó que funcionarios de la administración Trump en una conversación privada con empresarios mineros advirtieron que deben planificar sus proyectos sin pensar en obtener precios preferenciales. El gobierno no tendría los consensos suficientes en el Congreso para aprobar el presupuesto necesario para expandir esa política.
Por lo pronto, el subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.
En declaraciones a la agencia Bloomberg, Helberg dijo que espera mucho «impulso y entusiasmo» en el encuentro de esta semana para «acordar un mecanismo de precios que podamos coordinar todos juntos para garantizar la estabilidad de precios para quienes trabajan en el negocio de refinación y extracción de minerales«.
Cuando se le pidió más detalles sobre el mecanismo de fijación de precios, Helberg remitió el asunto a la Casa Blanca y al Representante Comercial de Estados Unidos, Jamieson Greer. “La clave es conseguir que otros países se sumen”, evaluó el funcionario.
La incógnita podría comenzar a despejarse en la reunión de este miércoles en Washington a la que asistirán los ministros argentinos.
, Nicolás Deza
La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) citará en las próximas semanas a directivos de las empresas del mercado de gas natural, tanto a representantes de firmas distribuidoras y transportistas del segmento regulado como a comercializadoras del segmento no regulado, para analizar si existió algún tipo de irregularidad en la venta de gas a industrias y estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC).
La medida surge a raíz de una presentación realizada por el Ministerio de Producción de la provincia de Santa Fe, que advirtió que las industrias de su jurisdicción pagaron por el fluido un precio del gas similar al de la importación desde Bolivia, que supo superar los 10 dólares por millón de BTU, cuando en realidad tendrían que haber abonado un importe en la banda del Plan Gas para la Cuenca Neuquina, en el orden de los US$ 3,50 por millón de BTU.
Desde la provincia apuntaron a falta de actualización del mix de cuencas, lo que constituye una barrera a la competitividad que el propio Estado debe remover. Afirman que se deben reajustar los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca.
El incremento de producción de shale gas para el abastecimiento interno provocó que muchos contratos de transporte firme se mantuvieran en rutas que ya no cuentan con gas real. Esta desconexión entre los contratos vigentes y la disponibilidad física de los gasoductos es el escenario que permitió que se facturaran precios atados a cuencas en retroceso cuando el fluido ya provenía mayoritariamente de la Cuenca Neuquina.
Ante esto, el Enargas reconoció, en su respuesta a la que accedió este medio, que «el mercado cambió sustancialmente» y que hoy se depende de inversiones para modificar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte para suplir la caída de inyección.
El ente advirtió que no resulta aceptable que el costo de transporte sea dispar para una misma categoría de clientes, e instó a la provincia a que «los clientes que se sientan perjudicados efectúen presentaciones individuales, aportando los elementos de juicio que permitan una adecuada evaluación de cada caso», dejando la puerta abierta a una revisión más profunda si se prueban desvíos.
Eduardo Montamat, titular de la ANC, explicó a EconoJournal que ese organismo autárquico ya realizó una investigación preliminar sobre el mercado de gas, pero se profundizará convocando a referentes del sector privado para determinar los pasos a seguir y las posibles derivaciones regulatorias del caso.
La investigación de la ANC se vincula con el proceso de reordenamiento integral que lleva adelante la Secretaría de Energía para corregir las distorsiones acumuladas por la declinación de las cuencas Norte y Austral. Tal como público EconoJournal hace una semana, la realidad del mercado cambió drásticamente en los últimos 15 años a partir de la centralidad de Vaca Muerta.
“El mercado que vamos a analizar no es solo el de Santa Fe, sino que se puede extender a todo el país. Identificaremos a las empresas prestadoras de servicios y citaremos a sus representantes, no en carácter de imputados, sino en una especie de testimonial o audiencia informativa para conocer el funcionamiento de este sector”, señaló Montamat.
La investigación buscará también recabar opiniones de expertos y de consumidores finales, abarcando desde grandes industrias hasta estaciones de GNC. Según Montamat, el equipo técnico a cargo buscará la información necesaria para evaluar la presentación de Santa Fe. La investigación podría tener tres escenarios posibles para esta etapa.
Lo que se alerta desde esta presentación de la provincia de Santa Fe activó el radar sobre un negocio donde, a partir de resoluciones previas de larga data, se permitió que las distribuidoras posean sus propias comercializadoras, un esquema que en el sector se reconoce que en la actualidad amerita una revisión en un contexto de competencia y desregulación del mercado.
El origen de la controversia se remonta a mediados de 2025, cuando el Ministerio de Producción de Santa Fe, encabezado por el ministro Gustavo Puccini, detectó supuestas anomalías a partir de los datos publicados por el Enargas. Según el ministro, «la información oficial ya visualizaba una provisión casi nula de la Cuenca Noroeste y del gas importado de Bolivia, los cuales históricamente abastecían a la región».
“Hicimos la cuenta entre el costo de Bolivia y el de Vaca Muerta, de donde proviene desde hace dos años la totalidad del gas, claramente era más ventajoso en precio. Si el ‘mix’ en lo físico ya no contenía ese gas caro porque por el caño no estaba pasando, pero me lo seguís cobrando como en años anteriores, la situación ameritaba una revisión por desactualización de tarifas”, explicó Puccini a EconoJournal.
El funcionario santafesino destacó que alrededor de 400 grandes industrias y las estaciones de servicio de la provincia, que poseen contratos anuales, pusieron esta situación sobre la mesa. Según las estimaciones oficiales, de haberse aplicado el precio real del suministro vinculado a la Cuenca Neuquina, la baja de costos para estos sectores habría oscilado entre un 20% y un 40% hacia julio pasado.
Ante esta situación que tambien se refleja con matices en otras provincia de la zona centro, Santa Fe elevó el reclamo por escrito con copia al interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), el recién renunciado Carlos Casares, a la secretaría de Energía, María Tettamanti, al secretario de Producción, Pablo Lavigne, al viceministro de Economía, Daniel González, y al ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger.
“En todo esto hay mucho por desregular y por revisar. Los distintos funcionarios nacionales con los que venimos hablando desde entonces aceptaron que esto estaba sucediendo y que las tarifas necesitan un rediseño. Es necesario que los contratos vigentes se cumplan, pero garantizando la competitividad de la matriz energética”, subrayó el ministro santafesino.
El conflicto cobra especial relevancia ante el vencimiento de los contratos anuales de suministro para las grandes empresas, previsto para abril. El gobierno de Santa Fe busca que las industrias locales puedan sentarse a renegociar con costos actualizados que reflejen la realidad física del sistema de transporte, evitando las inequidades respecto a otras provincias como Buenos Aires.
Para el gobierno santafesino, la intervención de la ANC y el reciente anuncio de un reordenamiento de las rutas de transporte impulsado por el área energética del gobierno nacional —bajo la dirección de González y Tettamanti— aparecen como los dos pilares que definirán el nuevo esquema comercial.
Mientras la Secretaría de Energía avanza en transparentar la disponibilidad de gas por cuenca para corregir las distorsiones de los últimos 15 años, la ANC deberá determinar si el «mix» de precios cobrado hasta ahora constituyó un perjuicio deliberado para los usuarios industriales del interior del país, y si el mismo va mas allá de la provincia de Santa Fe y alcanza a usuarios de otras jurisdicciones como se asegura en el sector.
La preocupación del gobierno santafesino también se enmarca en un plan de infraestructura energética provincial que se ejecuta actualmente con una inversión de $200.000 millones para la construcción de 600 kilómetros de gasoductos troncales, con el fin de llevar gas natural a 45 localidades que hoy se abastecen con garrafas.
“Necesitamos más redes para el gas de Vaca Muerta. Muchos pueblos no tienen gas y esto genera desigualdades. La llegada del gas es comparable a lo que fue el ferrocarril; permite que las empresas se queden y mejoren su competitividad”, señaló Puccini.
El ministro mencionó casos de empresas lácteas y frigoríficos en el cordón oeste santafesino que, ante la falta de gas natural, evalúan trasladarse a Córdoba, donde el costo energético resulta más competitivo.
, Ignacio Ortiz
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) rechazó la queja formal de la provincia de Santa Fe por el costo del gas industrial en su distrito, al señalar que si bien hay necesidad de ajustar el esquema tarifario para que guarde relación con los flujos reales de las cuencas, cualquier modificación estructural depende de un acuerdo integral entre los actores del sector.
Para el ente, el sistema actual atraviesa un «período de transición» y el rediseño del sistema en el que se trabaja, tal como reveló EconoJournal días atrás para que se refleje el mix de cuencas actual -el punto central del reclamo santafesino- requiere de inversiones en nueva infraestructura, lo que no permite ejecutarse de forma unilateral ni inmediata en resguardo de la seguridad jurídica.
Así, el organismo atendió mediante una nota al planteo del ministro de Producción santafesino, Gustavo Puccini, que señaló un perjuicio para cientos de industrias y estaciones de GNC de su provincia por lo que considera es una disociación entre la realidad productiva y el esquema tarifario, lo que provoca que se pague un gas a valor de importación de Bolivia cuando el fluido proviene de Vaca Muerta, lo que resultaría mucho más económico y competitivo.
Esa presentación también se hizo extensiva a distintas dependencias del Gobierno nacional, entre ellas la Autoridad Nacional de la Competencia, un ente autárquico que citará a los directivos de las empresas del mercado del gas -del sector regulado como el desregulado- para analizar eventuales irregularidades en la comercialización del flujo a las industrias, tal como publicó este medio.
A través de la nota a la que tuvo acceso EconoJournal, el Enargas bajo la intervención del recientemene renunciado Carlos Casares, explicó que «el mercado cambió drásticamente desde la privatización del servicio y se perdió el volumen casi total de la cuenca Noroeste y un 40% aproximadamente de la cuenca Austral».
Esa realidad productiva motivó inversiones para cambiar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte y construir nuevos ductos para transferencias entre distintos sistemas de transporte con afectación incluso a las transportistas, por lo que el Enargas expresó que «se está atravesando un período de transición y es por ello que todo el sistema tarifario asociado a la nueva realidad debe ser analizado con detenimiento«.
«Las distribuidoras -continuó- contractualizaron el transporte necesario para abastecer a su demanda prioritaria, en contratos de largo plazo, que se encuentran plenamente vigentes y que hasta el momento continúan desde el punto de vista tarifario asociados a los sentidos de flujo del gas como si las cuencas mantuvieran los volúmenes que otrora producían».
Por tal motivo, el Enargas admirió que «es necesario un cambio que se está analizando junto con la Secretaría de Energía, pero ello requiere de un rediseño y consenso de todas las partes para no incidir en los derechos emergentes de contratos vigentes».
En ese sentido, recordó que en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que determinó las tarifas a partir de mayo de 2025 hasta abril 2030, «los cuadros tarifarios fueron emitidos con carácter provisorio, atento a que la futura configuración del sistema de transporte requerirá cambios en la estructura tarifaria, según los puntos de recepción y entrega del gas a ser transportado, respetando el flujo y sentido de circulación del gas», sin alterar el requerimiento de ingresos total de cada transportista.».
A pesar de la tarea pendiente, el ente aclaró que «las inequidades no son consecuencia de decisiones de regulación, sino de limitaciones en la infraestructura de transporte de gas, que fueron consecuencia de una política energética asociada a una política económica y de tarifas de transporte que limitaron el crecimiento de la infraestructura».
Respecto a presuntos sobrecostos en la comercialización, el ente regulador explicó que «el mix de transporte para los clientes UNB -aquellos usuarios que deben compra el gas por fuera del servicio de transporte y distribución regulado- lo determinan las distribuidoras considerando la prioridad de la demanda de hogares y la cuenca de origen de sus contratos de abastecimiento».
«En función de los excedentes de transporte sin gas asignado -agrega-, la distribuidora ofrece a los clientes UNB el denominado MIX de transporte para los clientes UNB. En la medida que ese transporte se encuentre ocioso para la distribuidora por faltante de gas en la cuenca, el contrato que pueda obtener desde otra cuenca el cliente UNB, llegará al City Gate de la distribuidora sin costo de servicio de Intercambio y Desplazamiento».
La conclusión que acompaña esa explicación del Enargas es que «Los clientes UNB pueden contratar el servicio de transporte con la distribuidora (o con la transportista) en condiciones y precios regulados, o hacerlo de manera directa a terceros bajo las condiciones y precios libremente pactados», pero resaltó que «la distribuidora debe tratar en un pie de igualdad a todos sus clientes UNB«.
, Ignacio Ortiz
La hostilidad desplegada entre el Grupo Techint y el Gobierno tomó por sorpresa a los más distraídos. Después de que la empresa india Welspun ganara la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta y desplazara a Tenaris, el clima se enrareció.
El conflicto escaló con particular fuerza luego de que el presidente Javier Milei criticara elípticamente a Paolo Rocca, CEO del holding en el marco del Derecha Fest de Mar del Plata. En ese contexto, Milei calificó de “chatarrín” a Rocca. “Aquellos que tienen productos más caros y de peor calidad no son dignos del favor del mercado”, dijo en alusión a la estrategia fallida de Tenaris de intentar igualar la oferta india y amenazar incluso con denunciar por dumping a la ganadora.
La pregunta es por qué. En una edición especial de Dínamo, Nicolás Gandini, director de EconoJournal, Silvia Naishtat, editora de la sección de economía de Clarín, Nicolás Gadano, economista jefe de Gabinete en el Ministerio de Economía, Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación y Florencia Barragán, economista y periodista especializada en economía desvelaron cada una de las aristas del conflicto.
«¿Es esta la primera vez que esto le pasa a Techint? No, le pasó con Cristina Kirchner, Axel Kicillof dijo ´los vamos a fundir´. Pero una cosa es ese estilo de ataque el que se subió el presidente Milei”, sostuvo Silvia Naishtat haciendo eje en el peso específico de Paolo Rocca especialmente entre sus pares.
Incluso soslayando el estilo del presidente -que ha hecho este tipo de declaraciones contra otros personajes públicos- lo que difiere esta vez es el contexto. Y es que el Gobierno opina en el marco de una licitación que en definitiva fue entre privados.
Sobre este punto hizo especial énfasis Gadano. “Techint aparentemente hizo una oferta un poco cara (…) perdieron y las reglas del concurso, es decir, la licitación que hizo Southern Energy no preveía un derecho de preferencia o de empardar la oferta”.
Gadano sumó un factor importante dentro del nuevo escenario del conflicto y que podría explicar, en parte, la diferencia del 40% entre la oferta de Techint y la de sus competidoras: el RIGI. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones otorga a las empresas adheridas la posibilidad de importar sin aranceles. Al menos una porción del desfasaje entre las ofertas podría tener en este punto su origen.
Aún así, esa diferencia entre la oferta inicial de Tenaris y la que hizo posteriormente, tuvo un trasfondo de peso. De acuerdo con Gandini, fuentes del grupo Techint indicaron que ellos “hicieron una oferta de right to match, esto es, igualar a la oferta del ganador. Sin embargo, ese precio implicaba que Tenaris fuera a pérdida pero le hubiera permitido no cerrar la planta de Valentín Alsina”.
Ahora bien: más allá de los conflictos con gobiernos previos, la relación de Paolo Rocca con el gobierno había tenido un momento de rispidez previo cuando el presidente de Techint había hablado de “apertura inteligente”. La frase había resonado de modo despectivo en el gobierno que tomó al calificativo «inteligente» como algo personal.
Pero la mirada del gobierno se posa en las ventajas comparativas, y no en la selección de oportunidades, según explicó Florencia Barragán. Desde esa perspectiva “cada país se va a dedicar a lo que es competitivo y no hay ningún proyecto productivo que acompañe. (…) La lógica detrás de todo esto es que los otros países subsidien, nosotros vamos a comprar más barato”. El punto, indicó la economista, es que no hay planteado ningún plan de contención.
En efecto, la de Welspun no fue la primera licitación ganada por una empresa india, según recordó Carbajales sino que tuvo antecedentes previos.
Finalmente, en esa misma línea, Carbajales profundizó en el impacto de la política del gobierno en un contexto internacional en donde los países buscar resguardar su producción y Argentina, en cambio abre sus puertas. “En este momento el gobierno no solo dice ´Yo no solo no hago nada´ sino que abre su economía para que vengan proveedores más competitivas…pero qué daño estás haciendo aguas adentro?”., concluyó.
, Lorena Alem
El gobierno sorprendió este viernes al actualizar un 21% el precio mayorista de la energía eléctrica para los hogares. La suba se explica fundamentalmente 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.
Los usuarios que perciben subsidio no sentirán el impacto en sus facturas en el corto plazo porque al mismo tiempo se decidió aumentar de modo excepcional la bonificación para esos hogares como parte de la transición destinada a dejar atrás el régimen de segmentación vigente. Sin embargo, los hogares que pagan la tarifa plena, más del 40% del total, tendrán aumentos superiores al 10% ya que el precio mayorista es el principal componente de su factura.
La resolución 604/25 de fines de diciembre había fijado un Precio Estabilizado de la Energía (PEE) de $61.200 por MWh en promedio y un Precio Estabilizado de Servicios Adicionales (PESA) de $4927, lo que arrojaba un total, sin tomar en cuenta la potencia, de $66.127 por MWh. La resolución 22/2026 publicada este viernes elevó el PEE a $73.629 y el PESA a $6447. En total, el valor se elevó a $80.076, un 21 por ciento más que el valor fijado en diciembre.
Una de las razones que explica esta suba es el tipo de cambio ya que la programación estacional anterior había tomado un valor de referencia de $1330 y en esta nueva programación, que estará vigente entre el 1 de febrero y 30 de abril el dólar se fijó en $1450, un 9% más.
Otro factor clave es la decisión de recuperar el atraso que se había acumulado en el segundo semestre del año pasado en el precio mayorista cuando el gobierno decidió actualizar esa variable por debajo de la inflación o incluso bajarla en términos nominales, al mismo tiempo que siguió recomponiendo los márgenes de distribuidoras y transportistas para no poner en riesgo la rentabilidad del negocio regulado.
De hecho, EconoJournal informó sobre esta maniobra en octubre cuando el gobierno autorizó un aumento promedio de 1,9% en el precio de la electricidad que contempló un incremento de 3% en el Valor Agregado de Distribución y un 7,12% en el precio estacional del transporte, al mismo tiempo que redujo el precio estacional de la energía un 0,22 por ciento.
El gobierno optó entonces por asumir una suba de los subsidios en medio de la campaña electoral, pero sin poner en riesgo la rentabilidad de distribuidoras y transportistas porque el objetivo oficial es avanzar con una reforma del sector eléctrico que prevé, como condición necesaria, que las distribuidoras puedan firmar acuerdos con las generadoras sin la intervención de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Mayorista (MEM), que es controlada por el Estado. Para que eso ocurra, los balances de las distribuidoras deben estar medianamente saludables.
Esa reforma eléctrica también está incidiendo paulatinamente en los costos del sistema porque está cambiando el mix que conforma los precios. El Precio Estabilizado de la Energía para hogares y comercios incluye ahora los contratos MEM firmados con Cammesa, que son más onerosos, y no todo el mix del sistema, ya que se comenzó a dejar afuera de ese cálculo a las máquinas térmicas y renovables que están compitiendo en el mercado a término y el spot. “Este aumento no responde a un shock puntual sino a un cambio de reglas: se empieza a reflejar el costo real del sistema eléctrico. La discusión de fondo ya no es el ajuste sino cómo se gestiona la energía en un mercado que deja atrás los precios administrados”, sostuvo a EconoJournal Nadia Sager, CEO y fundadora de Geinsa.
Los hogares que perciben subsidio no sentirán ahora el impacto de este ajuste porque el gobierno incrementó el porcentaje de bonificación que reciben sobre ese precio mayorista como parte de la transición para dejar atrás el esquema de segmentación que estaba vigente desde 2022.
Los hogares subsidiados tienen una bonificación del 50% del precio de la energía sobre un bloque de consumo mensual de 300 kWh -que se reduce a 150 kWh marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre- y a ese porcentaje se le sumó un 25% adicional que se irá reduciendo mes a mes a lo largo del año. Ese adicional elevó en enero el porcentaje de subsidio al 75%, un valor mayor al 67% que venían percibiendo los N2 de ingresos bajos y al 52% que recibían los N3 de ingresos medios, según cifras del último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), organismo de doble dependencia UBA y CONICET.
Quieres sí verán llegar facturas más abultadas son los hogares que no tienen subsidio, antes conocidos como N1, ya que hasta diciembre venían pagando el 95% del costo de la energía y ahora no solo pagarán el 100% sino que ese 100% implica un costo mayor por este ajuste que se le aplicó al precio mayorista. Para ese segmento, la suba de tarifas en febrero estará por encima del 10%, sobre montos significativamente más sustanciosos en comparación con lo que pagan los hogares subsidiados.
, Fernando Krakowiak
El ministerio de Economía oficializó, a través de una serie de resoluciones emitidas por los entes reguladores de la Electricidad (ENRE), y del Gas (ENARGAS) – en proceso de unificación en el ENRGE- los aumentos que regirán para el suministro de ambos servicios a partir de Febrero, y que comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras.
Un resúmen formulado por la Secretaría de Energía en este sentido puntualizó que “los aumentos de tarifa promedio para febrero 2026” son:
Electricidad: +3.59 % de aumento promedio en el AMBA (para Edenor y Edesur). En el resto del país depende de cada jurisdicción provincial. Gas: +16.86 % de aumento promedio a nivel nacional.
La Secretaría a cargo de María Tettamanti describió “ejemplos de aumentos de gas en grandes centros urbanos”:
La categoría Residencial más numerosa (R1), que representa el 42 % del total de usuarios (casi 4 millones de usuarios) tendrá aumentos de $ 3.000 o menos. Aproximadamente 1 de cada 5 usuarios tendrá un aumento menor a $ 1.000. Para las primeras 4 categorías Residenciales (70 % del total de usuarios de gas a nivel pais), los aumentos se ubican, en promedio, entre los $ 960 y los $ 6.400. Para el resto de las categorías residenciales con mayores consumos (30 % del total), los incrementos van de los $ 2.900 a $ 11.300, en promedio.
Cabe destacar que los nuevos cuadros tarifarios publicados como anexos a la serie de resoluciones incluyen:
Otras resoluciones.
El ministerio de Economía oficializó, a través de una serie de resoluciones emitidas por los entes reguladores de la Electricidad (ENRE), y del Gas (ENARGAS) – en proceso de unificación en el ENRGE- los aumentos que regirán para el suministro de ambos servicios a partir de Febrero, y que comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras.
Un resúmen formulado por la Secretaría de Energía en este sentido puntualizó que “los aumentos de tarifa promedio para febrero 2026” son:
Electricidad: +3.59 % de aumento promedio en el AMBA (para Edenor y Edesur). En el resto del país depende de cada jurisdicción provincial. Gas: +16.86 % de aumento promedio a nivel nacional.
La Secretaría a cargo de María Tettamanti describió “ejemplos de aumentos de gas en grandes centros urbanos”:
La categoría Residencial más numerosa (R1), que representa el 42 % del total de usuarios (casi 4 millones de usuarios) tendrá aumentos de $ 3.000 o menos. Aproximadamente 1 de cada 5 usuarios tendrá un aumento menor a $ 1.000. Para las primeras 4 categorías Residenciales (70 % del total de usuarios de gas a nivel pais), los aumentos se ubican, en promedio, entre los $ 960 y los $ 6.400. Para el resto de las categorías residenciales con mayores consumos (30 % del total), los incrementos van de los $ 2.900 a $ 11.300, en promedio.
Cabe destacar que los nuevos cuadros tarifarios publicados como anexos a la serie de resoluciones incluyen:
Otras resoluciones.
Archer concretó la venta de su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. Esta decisión es parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Argentina en el desarrollo de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.
Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la
transacción.
Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región.
También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”. Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía. También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.
Archer concretó la venta de su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. Esta decisión es parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Argentina en el desarrollo de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.
Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la
transacción.
Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región.
También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”. Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía. También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.
Por Redacción Runrún Energético
En una jornada marcada por la alta volatilidad, el precio del barril de petróleo Brent experimentó un salto del 3,36%, cerrando en u$s 70,70, su nivel más alto en los últimos cuatro meses. Esta escalada responde directamente al recrudecimiento de las tensiones geopolíticas entre Estados Unidos e Irán, que ha reintroducido una fuerte prima de riesgo en los mercados energéticos globales ante el temor de una interrupción en el suministro.
Un Brent por encima de los 70 dólares es una noticia agridulce. Para los exportadores de la región, mejora la caja y el atractivo de inversión en proyectos de petróleo; sin embargo, para el mercado interno, presiona directamente sobre los costos de refinación y el precio en los surtidores. En un contexto de inflación bajo vigilancia, la escalada entre EE. UU. e Irán es el factor que todos los CEOs del sector estarán mirando mañana al abrir sus monitores.
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Por Redacción Runrún Energético
El sector minero argentino inicia el ciclo 2026 con una perspectiva histórica. El impulso combinado de precios internacionales en niveles máximos para el oro y la plata, junto con la consolidación del cobre y la estabilización del litio, proyecta un año de exportaciones récord que podrían superar los u$s 5.000 millones. Este escenario se sustenta en un robusto pipeline de 228 proyectos clave que atraviesan desde la exploración avanzada hasta la construcción inminente.
Este “boom” de precios no es solo una ráfaga de suerte; es el respaldo fundamental para que el RIGI y las nuevas normativas de inversión tengan éxito. Con 228 proyectos en carpeta, el desafío para las empresas de servicios es la escala. El mercado está ahí, los precios acompañan y la normativa se está ordenando. Es el momento para que los proveedores locales den el salto de calidad que exige una minería de clase mundial.
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Por Redacción Runrún Energético
A través del Decreto 59/2026 publicado hoy en el Boletín Oficial, el Gobierno nacional formalizó una de las medidas más esperadas por las provincias productoras del sur del país: la implementación de un esquema de retenciones móviles que beneficia directamente al crudo convencional. La medida busca reactivar la inversión en yacimientos maduros, donde los altos costos operativos y la presión fiscal estaban acelerando el declino de la producción.
4. Incentivo a la reinversión
El objetivo central del Ejecutivo es que los fondos excedentes que las operadoras dejarán de tributar se traduzcan en programas de perforación y workover en áreas convencionales. Para las provincias, esto no solo significa el sostenimiento de las regalías, sino también la preservación de miles de puestos de trabajo en el sector de servicios especializados que dependen de la actividad en los campos maduros.
La publicación del Decreto 59/2026 es un triunfo político para las provincias patagónicas y un baño de realismo para la política energética nacional. Tratar impositivamente por igual al convencional que al no convencional era un error técnico que estaba condenando al abandono a cientos de pozos. Esta “segmentación fiscal” es una herramienta indispensable para que Argentina mantenga un perfil exportador equilibrado mientras Vaca Muerta sigue batiendo récords.
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Por Redacción Runrún Energético
La compañía OTAMERICA (continuadora de Oiltanking Ebytem) concretó con éxito la emisión de sus Obligaciones Negociables Serie VI, logrando captar u$s 50.000.000 en el mercado local. La operación, que contó con el asesoramiento de los estudios TCA Tanoira Cassagne y Bruchou & Funes de Rioja, recibió una fuerte demanda que obligó a ampliar el monto inicial previsto de 30 millones, reflejando la confianza de los inversores en los proyectos de infraestructura vinculados a Vaca Muerta.
La exitosa colocación de OTAMERICA demuestra que el mercado de capitales local tiene apetito y liquidez para financiar proyectos reales de infraestructura. Puerto Rosales es el “puerto de salida” del desarrollo de Vaca Muerta; sin esta expansión, el crecimiento de la producción se toparía con un techo logístico. Que una empresa logre captar u$s 50 millones a 42 meses es una señal de que la macroeconomía energética está empezando a ofrecer horizontes de previsibilidad.
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Por Redacción Runrún Energético
A través de la Resolución 6/2026 de la Secretaría de Minería, el Gobierno nacional aprobó formalmente el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Carbonatos Profundos”. Se trata de una iniciativa estratégica de la empresa Minas Argentinas S.A. (MASA) para la mina Gualcamayo, en San Juan, que implica una inversión total de u$s 519,6 millones. Este hito no solo extiende la vida útil del yacimiento por décadas, sino que abre una ventana de oportunidad masiva para la cadena de valor local.
3. El décimo proyecto RIGI
Con esta aprobación, “Carbonatos Profundos” se convierte en el décimo proyecto de gran escala en sumarse al régimen, elevando el flujo de inversiones mineras y energéticas confirmadas a niveles históricos. La Secretaría de Minería actuará como autoridad de aplicación, supervisando que los desembolsos de los primeros u$s 90,6 millones se ejecuten en los próximos 24 meses tal como dicta el cronograma oficial.
Minas Argentinas demuestra una resiliencia operativa envidiable al transformar una mina en etapa de cierre en un proyecto de largo plazo. Para nuestro sector, el dato del 69% de compra local es la clave: el RIGI no es solo para las grandes multinacionales, es el motor que va a traccionar contratos para todos los proveedores que estén listos para competir. Es el momento de posicionarse ante operadoras que, como MASA, apuestan fuerte por el compre nacional.
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Por Redacción Runrún Energético
A través del DNU 49/2026, el Poder Ejecutivo Nacional oficializó un cambio estructural en el esquema de abastecimiento de gas natural para los próximos años. La norma no solo extiende la Emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2027, sino que establece un régimen competitivo para que actores privados asuman la importación de GNL, una tarea históricamente centralizada en la estatal ENARSA.
Desde el punto de vista legal, el DNU 49/2026 es el paso definitivo hacia la desestatización del flujo de gas importado. Al prorrogar la emergencia hasta finales de 2027, el Gobierno mantiene facultades extraordinarias para ajustar tarifas y renegociar contratos, pero al mismo tiempo envía una señal clara: el Estado quiere dejar de ser el comprador exclusivo de GNL. El éxito de esta medida dependerá de la confianza de los traders internacionales para operar en un mercado local aún bajo régimen de emergencia.
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En un paso clave para fortalecer la seguridad en las instalaciones domiciliarias y fomentar el empleo calificado, MetroGAS y el Ministerio de Capital Humano de la Nación sellaron una alianza estratégica. El acuerdo, firmado por la ministra Sandra Pettovello y el director general de la distribuidora, Sebastián Mazzucchelli, tiene como eje central el programa “Instalando Calor Seguro”, una iniciativa que busca profesionalizar a personas con conocimientos en la industria para que obtengan su matrícula habilitante.
En Runrún, celebramos que las empresas líderes del sector energético asuman un rol activo en la formación de oficios. La industria del gas no solo se construye con grandes gasoductos, sino con técnicos calificados que garanticen la seguridad “puertas adentro”. Que el Ministerio de Capital Humano facilite la infraestructura para estas capacitaciones es una señal positiva de que el conocimiento técnico y la necesidad de empleo genuino pueden encontrarse en una agenda común.
The post Gas: MetroGAS y el Ministerio de Capital Humano firman convenio para formar gasistas matriculados first appeared on Runrun energético.
El Grupo Techint vuelve a demostrar su capacidad de resiliencia y liderazgo en el sector energético argentino al anunciar un despliegue integral de sus subsidiarias —Tecpetrol, Tenaris y Techint Ingeniería y Construcción— para el ciclo 2026. Con el foco puesto en la infraestructura crítica que permitirá la exportación masiva, el grupo que conduce Paolo Rocca se posiciona como el socio estratégico indispensable para el desarrollo de Vaca Muerta y el Norte Argentino.
Techint es, por definición, un grupo resiliente que sabe interpretar los tiempos de la política y la economía para estar siempre un paso adelante. Su apuesta por la integración vertical —desde el tubo hasta la molécula de gas— les da una ventaja competitiva única. Para los proveedores de la industria, el despliegue de Techint en 2026 representa la oportunidad de sumarse a una cadena de valor que no se detiene y que es el verdadero motor de la soberanía energética exportadora.
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La petrolera estadounidense ExxonMobil ha presentado la actualización de su plan corporativo para el año 2026, marcando una hoja de ruta centrada en activos de altísima rentabilidad y baja intensidad de carbono. Tras completar el proceso de desinversión de sus bloques en la cuenca neuquina (cedidos a Pluspetrol), la compañía reorienta su flujo de capital hacia proyectos de escala masiva en el offshore del Caribe y la optimización tecnológica de su producción en el Permian.
La salida de Exxon de Vaca Muerta no debe leerse como una falta de potencial del recurso argentino, sino como una decisión de arquitectura financiera global: la empresa hoy solo juega donde puede obtener retornos rápidos y escala offshore. No obstante, su enfoque en la IA aplicada marca el camino de lo que veremos en el resto de las operadoras del sector en los próximos años.
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La compañía de servicios tecnológicos SLB (ex Schlumberger) ha consolidado su posición en Medio Oriente tras adjudicarse dos contratos estratégicos por parte de Petroleum Development Oman (PDO). Los acuerdos, con una duración inicial de cinco años, están destinados a optimizar la producción en el Bloque 6, la concesión de hidrocarburos más extensa y productiva de Omán.
Este contrato de SLB es un ejemplo claro de cómo las grandes operadoras estatales están exigiendo no solo eficiencia, sino tecnología baja en emisiones. La inclusión de motores de imán permanente en el levantamiento artificial marca una tendencia global: la eficiencia energética ya no es opcional en el upstream. Para el mercado regional, estos contratos sirven de benchmark sobre cómo integrar la manufactura local con tecnología de punta.
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GeoPark anunció este viernes que cerró un acuerdo definitivo con Frontera Energy Corporation para adquirir el 100% de Frontera Petroleum International Holdings B.V., que consiste exclusivamente en activos de exploración y producción de petróleo y gas en Colombia. La operación se cerró por US$ 375 millones y un pago adicional de US$ 25 millones contingente al cumplimiento de ciertos hitos de desarrollo.
Con esta transacción GeoPark más que duplica sus reservas consolidadas al sumar 99 millones de barriles de petróleo equivalente en reservas probadas y 147 millones en reservas probadas más probables.
El portafolio adquirido está compuesto por 17 bloques de exploración y producción en Colombia. Además, se incluye el proyecto integrado de gestión del agua y sostenibilidad ambiental de Frontera Energy, compuesto por la planta de tratamiento de agua por ósmosis inversa SAARA (anteriormente Agrocascada) y el proyecto de siembra de palma africana ProAgrollanos en Puerto Gaitán, que se beneficia del riego proveniente de SAARA.
No obstante, desde la compañía aclararon que la transacción no incluye la adquisición de Frontera Energy Corporation, una sociedad holding canadiense que cotiza en bolsa, ni de sus activos de infraestructura, ni de sus intereses exploratorios en Guyana.
“El anuncio de hoy marca un hito importante en la trayectoria de crecimiento de GeoPark. Luego de extensas conversaciones con Frontera Energy durante el último año, nos complace haber alcanzado un acuerdo que incorpora los activos colombianos de Frontera a nuestro portafolio, posicionando a GeoPark como el mayor operador privado en Colombia y creando una plataforma más sólida y resiliente, con mayor escala, producción estable más prolongada y mayor solidez del flujo de caja, mientras seguimos financiando nuestro crecimiento en Vaca Muerta”, aseguró Felipe Bayon, CEO de GeoPark.
“Más allá de las métricas financieras y de producción, esta transacción habilita un enfoque de desarrollo integral de campos en activos como Quifa y en el portafolio más amplio de los Llanos, lo que nos permite extender una producción estable, capturar sinergias y reinvertir de manera eficiente. Esto respaldará una producción sostenida, la protección de las reservas y un mayor nivel de inversión que beneficia a las regiones donde operamos a través de empleo, regalías e impuestos”, agregó el ejecutivo.
, Redaccion EconoJournal
La ministra de Capital Humano, Sandra Pettovello, y el director general de Metrogas, Sebastián Mazzucchelli, suscribieron un acuerdo de cooperación para impulsar la capacitación profesional de personas con conocimientos en la industria del gas que deseen iniciar su actividad laboral como gasistas matriculados.
El convenio habilita el dictado del curso presencial «Instalando calor seguro», una capacitación que la distribuidora desarrolla desde hace 11 años. El programa, que busca fortalecer el empleo calificado y la seguridad en las instalaciones de gas natural, se integra con este acuerdo a la órbita de la articulación público-privada.
La instrucción se desarrolla durante cuatro semanas en febrero, en modalidad presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios. Allí, el Ministerio de Capital Humano reacondicionó lo que fue el Instituto Garrigós, ubicado en el barrio porteño de La Paternal.
El programa académico consta de cinco módulos obligatorios y uno optativo, donde se abordan contenidos técnicos, normativas vigentes del sector y protocolos de seguridad profesional para instalaciones domiciliarias.
El objetivo central de la cursada consiste en brindar las herramientas teóricas y prácticas necesarias para tramitar la matrícula de gasista de segunda o tercera categoría. Al finalizar los talleres, los asistentes cuentan con el conocimiento para gestionar el carnet profesional ante las autoridades correspondientes.
Para obtener el título habilitante definitivo, los egresados deben presentarse posteriormente en los Centros de Formación Profesional de sus respectivos municipios o de la Ciudad de Buenos Aires. La iniciativa responde a una necesidad de actualización de las normas de seguridad y el manejo de nuevos materiales que requiere de una formación continua.
A través de este esquema, capacitadores voluntarios de la principal distribuidora de gas del país transfieren su experiencia técnica a ciudadanos que buscan formalizar su oficio. Se garantiza así que las conexiones de red en los hogares cumplan con los estándares de seguridad exigidos por el ente regulador.
Desde su creación, este programa alcanzó a más de 8.400 estudiantes de 264 escuelas técnicas en la Argentina, específicamente en el área de concesión de la compañía, que abarca la Ciudad de Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano bonaerense. Durante la vigencia del programa, casi 300 voluntarios técnicos participaron en el dictado de más de 500 talleres especializados.
, Redacción EconoJournal
La minera canadiense Golden Goose Resources (antes llamada SALi Lithium Corp) ingresará como accionista mayoritario en el proyecto de exploración de oro de alta ley Gran Esperanza, ubicado en la provincia de Río Negro. La empresa con sede en Vancouver acordó con la actual operadora Valcheta Exploraciones SAS el ingreso con un 51% de participación al desarrollo aurífero. Este año podrían comenzar con la perforación de pozos exploratorios.
El desembarco de Golden Goose en Río Negro será en etapas y a través de una empresa conjunta con Valcheta. Luego de adquirir la mayoría del proyecto de oro y la operación, la minera canadiense podrá ampliar su participación a un 90% ejerciendo la segunda opción del acuerdo. Como última etapa, Golden Goose podrá adquirir hasta el 100% del proyecto, según informó en un comunicado.
Golden Goose amplió su actividad minera en la Argentina, ya que, además de adquirir un proyecto de oro, ya cuenta con El Quemado, un desarrollo de litio en etapa de exploración ubicado en Salta.
La minera completó el año pasado la fase 1 del programa de exploración. El proyecto tiene una dimensión de 50.000 hectáreas. Golden Goose también cuenta con dos activos de oro en Canadá, ambos en etapa de exploración, y cotiza en Canadian Securities Exchange (CSE), una bolsa de valores electrónica alternativa para empresas canadienses emergentes.
El acuerdo definitivo al que llegó Golden Goose “representa un hito corporativo significativo para y refuerza aún más la estrategia de la compañía de asegurar activos de metales preciosos de alto grado a escala de distrito en jurisdicciones mineras probadas y emergentes”.
El proyecto que comenzará a operar la minera canadiense tiene 44.400 hectáreas de terreno accesible durante todo el año. Está ubicado en el distrito de Los Menucos, en el Macizo Patagónico Norte, una región conocida por su potencial de metales preciosos de alto grado, resaltó la empresa.
Gran Esperanza está en una zona con actividad minera. Se encuentra rodeada por importantes operadores como Southern Copper y en cercanía al proyecto Calcatreu, que actualmente se encuentra en desarrollo.
Según los trabajos de exploración, “cuenta con 10 kilómetros (km) de exposiciones de vetas de oro epitermales de baja sulfuración mapeadas históricamente, con vetas con un promedio de ~1 a 5 metros de ancho”.
Golden Goose destacó que en el proyecto “se informaron leyes (concentraciones de oro) de muestra de canal de 24,0 gramos por tonelada (g/t Au) en una longitud máxima de dos metros, lo que demuestra un potencial de alta ley desde la superficie”.
, Roberto Bellato
Los principales productos de la minería metalífera a nivel mundial tuvieron una pronunciada suba del precio en el último año. El valor histórico al que llegaron el oro, la plata, el litio y el cobre a nivel mundial podría ser una posibilidad para que la Argentina supere en 2026 los US$ 4.948 millones en exportaciones que tuvo el año pasado la minería metalífera y los US$ 905 millones en litio, según datos de la Secretaría de Minería.
La cotización a nivel internacional del oro aumentó un 90% en el último año y trepó a un precio histórico de US$ 5.300 por onza. La plata subió a US$ 113 por onza y llegó a un 270% interanual. En tanto, el litio recuperó el precio que había perdido en los últimos tres años y trepó en los últimos días a los US$ 20.000 la tonelada de carbonato equivalente (LCE), registrando una suba de un 40% interanual.
Por su parte, el cobre, que la Argentina prácticamente dejó de producir en 2018 (solo produce un volumen muy marginal) tuvo un salto a US$ 5,9 por libra (453 gramos), marcando también una subida de un 40% interanual, según informó Invecq Consultora.
La tendencia al alza se acentuó la última semana con subas de los cuatro minerales que van de 7% a un 10% sólo en la última semana. En Argentina hay 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, explicó en su cuenta de X Santiago Bulat, economista y director de Invecq.
El récord de los precios podría acelerar el desarrollo de proyectos de cobre 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.
“La demanda global viene traccionada por distintos factores, pero todos exacerbados por el contexto internacional actual. El caso del oro como cobertura frente a devaluación, deuda y riesgo geopolítico; el cobre como columna vertebral de la electrificación global (redes, renovables, EVs); el litio como insumo crítico de las baterías que sostienen la movilidad eléctrica y el almacenamiento de energía; y la plata por su doble rol, industrial y financiero, impulsada por la expansión solar y la inversión”, destacó en su cuenta de X Santiago Bulat.
Las exportaciones de la minería metalífera, el litio y la no metalífera totalizaron US$ 6.037 millones. Estos niveles son alrededor de un 10% de lo que exportaron en minería Chile y Perú, que vendieron al exterior US$ 63.000 y US$ 59.000 millones, respectivamente.
El oro explicó el 68% (US$ 4.078 millones) de las exportaciones en dólares de la minería metalífera argentina el año pasado. La plata representó el 13% del volumen exportado del país con US$ 777 millones.
Las ventas al exterior de litio (Argentina produce principalmente carbonato de litio) alcanzaron los US$ 905 millones, creciendo un 40,3% interanual y representando el 15% de las exportaciones mineras totales del país. En cuanto a las cantidades exportadas de litio, en el acumulado del año exhibieron un incremento del 59,3%.
Según el último informe semanal de precios de los principales productos mineros que realiza la Secretaría de Minería, “el cierre al alza del oro fue impulsado por la demanda de activos de refugio por la incertidumbre política y geopolítica vinculada a las tensiones entre Estados Unidos y Europa, un debilitamiento del dólar que volvió más atractivo al oro, y expectativas de recortes de tasas de la Fed (Reserva Federal de Estados Unidos) que favorece a los activos que no rinden intereses como el oro”. En lo que va de enero el precio del oro subió un 13%, añade el informe.
En el caso de la plata, la cartera a cargo de Luis Lucero señaló que “el precio se mantuvo subiendo con fuerza por una alta demanda industrial y una oferta estructuralmente ajustada, lo que vino a sumarse a las expectativas de tasas más bajas, y un dólar débil, que activó la demanda de refugio”.
Además, destacó que “el precio del litio subió porque la demanda de baterías empezó a recuperarse, la oferta siguió ajustada tras recortes previos y el mercado percibe que los precios ya tocaron piso, lo que activó compras spot y sostuvo el rally ascendente”.
Sobre el cobre, la Secretaría de Minería sostuvo que “uno de los principales catalizadores fue la desescalada de las tensiones geopolíticas asociadas a Groenlandia, lo que moderó el apetito especulativo en los mercados de metales, favoreciendo una corrección de precios”.
En paralelo, aumentaron los inventarios de cobre y se observaron señales de debilidad de demanda en China. Mientras que en la oferta persisten riesgos puntuales, como huelgas en la mina Mantoverde en Chile (principal productor mundial) y que la mina Grassberg (la tercera mina de cobre en el mundo detrás de las chilenas e Escondida y Collahuasi) en Indonesia informó que estaría operativa al 85%”.
, Roberto Bellato
Una delegación bipartidaria del Congreso de los Estados Unidos pasó este jueves por el complejo nuclear de Atucha, ubicado en la localidad bonaerense de Zárate. La recorrida por el país incluyó también visitas a la provincia de Tierra del Fuego y a Vaca Muerta en Neuquén. La comitiva fue recibida y acompañada en Atucha por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli.
La comitiva estadounidense presente en Atucha, liderada por el congresista republicano Morgan Griffith, estuvo también integrada por los congresistas Nanette Barragan, Randy Weber, Russ Fulcher, Diana Harshbarger y Mike Kennedy, según pudo saber EconoJournal. Kennedy integra el Comité de Recursos Naturales.
«Recibimos en el Complejo Nuclear Atucha a una delegación bipartidaria del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes de los Estados Unidos. Estamos ante una oportunidad histórica: el mundo vuelve a interesarse en nuestro potencial nuclear gracias al Presidente Javier Milei mientras Argentina se inserta nuevamente en el mapa global», destacó Ramos Napoli en su cuenta de X.
En la recorrida también participaron el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Martín Porro, y la titular la Dirección de Seguridad Internacional, Asuntos Nucleares y Espaciales (DIGAN) en Cancillería, Jimena Schiaffino. El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, no estuvo presente.
Los congresistas que estuvieron en Atucha forman parte de una docena de representantes estadounidenses que llegaron en un avión militar el último domingo a Tierra del Fuego y que el martes viajaron a Neuquén para recorrer Vaca Muerta.
La delegación visitó el bloque Loma Campana, que YPF opera junto con Chevron, según pudo saber este medio. Las visitas a Tierra del Fuego y Neuquén tomaron por sorpresa a las gobernaciones. «No es normal que vengan legisladores norteamericanos todos los días. No estábamos avisados, sí creo que la Argentina se ha abierto al mundo, Neuquén es una de las atracciones hacia el mundo», aseguró el miércoles el gobernador de Neuquén Rolando Figueroa.
«Nosotros cada vez que nos vienen a ver tratamos de generar la posibilidad de que el ministro de Energía o el de Economía acompañen a quienes nos visitan para que puedan entender cómo es el desarrollo», agregó al responder preguntas de la prensa luego de participar de una entrega de camiones cisterna y motoniveladoras.
La diputada provincial de Neuquén por el Frente de Todos, Lorena Parrilli, informó, por su parte, que realizó un pedido de informes para conocer los motivos de la visita.
Por otro lado, una segunda comitiva con representantes del Comité de Educación y Fuerza Laboral de la Cámara de Representantes arribó al país el martes. El canciller Pablo Quirno aportó la única información oficial del gobierno al respecto, confirmando el arribo de esta segunda delegación y sin mencionar a la comitiva que llegó el domingo a Ushuaia.
“Es una delegación bipartidaria del Comité de Educación y Fuerza Laboral de la Cámara de Representantes de EE.UU. de visita en la Argentina. Dado el interés que despierta el plan de gobierno de la Argentina en el mundo y, en este caso, la relación estratégica entre Argentina y EE.UU., celebramos las visitas de las diferentes comitivas interesadas en nuestro país”, dijo Quirno en su cuenta de X.
Minutos más tarde, el canciller volvió a postear en la red social para asegurar que «las autoridades pertinentes» fueron informadas sobre las visitas de las delegaciones estadounidenses, información que no coincide con lo expresado por el gobernador de Neuquén.
, Nicolás Deza
Este domingo 1 de febrero, Costa Rica definirá mucho más que su próximo gobierno: elegirá el modelo de transición energética que marcará el rumbo del país en los próximos años. Según la encuesta más reciente del Centro de Investigación y Estudios Políticos de la Universidad de Costa Rica (CIEP-UCR), la oficialista Laura Fernández, del Partido Pueblo Soberano, se perfila como la próxima mandataria con 43.8% de intención de voto, con chances de evitar el balotaje y consolidar una gestión centrada en la apertura del mercado energético.
El desafío actual ya no radica en descarbonizar la matriz eléctrica —que en Costa Rica ya supera el 98% de fuentes renovables—, sino en cómo trasladar esa transformación a sectores como el transporte, la industria, el almacenamiento y el consumo final de energía.
Tal como adelantó Energía Estratégica a principios de mes, las propuestas energéticas de las tres candidaturas con mayor intención de voto —Laura Fernández, Álvaro Ramos (Partido Liberación Nacional) y Claudia Dobles (Coalición Agenda Ciudadana)— ofrecen respuestas diametralmente distintas a ese desafío.
El plan de Fernández apuesta por un enfoque de mercado, centrado en habilitar la participación privada en geotermia, revisar la estructura tarifaria para eliminar sobrecostos y transformar el Sistema Eléctrico Nacional para que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) compita en igualdad de condiciones. También plantea fortalecer la interconexión regional y aprovechar residuos orgánicos para impulsar la producción de biogás y biometano, dentro de una lógica de economía circular.
Aunque la estrategia se orienta a mayor eficiencia, tarifas más bajas y dinamismo en la inversión, fuentes del sector energético consideran que carece de una hoja de ruta clara para acelerar la transición energética. La lectura dominante es que representa una continuidad del modelo actual, con ajustes orientados más al precio que a la transformación estructural del sistema.
Desde una perspectiva distinta, Álvaro Ramos propone una segunda generación de políticas energéticas con foco en tecnología avanzada, modernización institucional y financiamiento verde. Su plan incluye el impulso a hidrógeno verde, energía marina y geotermia avanzada, habilita alianzas público-privadas (APP) para que el ICE contrate generación y almacenamiento con agilidad, y propone una Ley de Finanzas Sostenibles que permita emitir bonos verdes soberanos y crear un Fondo Nacional de Transición Verde.
Ramos también contempla una reforma al MINAE para separar planificación y operación, además de una modernización de redes mediante smart grids y el fortalecimiento de la generación distribuida. Aseguró que “la transición debe cruzar todos los sectores, no limitarse al eléctrico”, y planteó que los instrumentos deben surgir de alianzas con capacidad técnica y financiera.
Por su parte, Claudia Dobles impulsa un modelo de transformación profunda con liderazgo estatal. Propone convertir RECOPE en una empresa pública de energías limpias, orientada al desarrollo de hidrógeno verde, biometano, almacenamiento energético y movilidad sostenible. El ICE mantendría su rol estratégico en generación, transmisión y distribución, con una ampliación de su capacidad geotérmica, y apertura controlada para solar y eólica bajo un esquema solidario.
Su programa incluye una ley que prohíba la exploración y explotación de hidrocarburos, la creación de Ecoparques de Energía con almacenamiento a gran escala, y un marco regulatorio específico para baterías. También plantea facilitar el acceso a crédito para hogares y comunidades, con tarifas justas, para que puedan convertirse en prosumidores.
Desde la Coalición, señalaron que el objetivo es avanzar hacia una economía descarbonizada, con equidad social y liderazgo público, retomando el enfoque ambientalista desarrollado durante los gobiernos del Partido Acción Ciudadana (PAC).
Así, el escenario electoral presenta tres modelos nítidamente diferenciados: uno de apertura de mercado con foco en tarifas, otro basado en tecnología y financiamiento verde, y un tercero orientado a una transición justa liderada desde el Estado.
Las diferencias también se expresan en el rol asignado al ICE. Dobles lo propone como garante del sistema solidario; Ramos lo proyecta como un ente flexible capaz de asociarse estratégicamente; y Fernández lo plantea como un actor más en un mercado abierto.
Respecto a los combustibles, Dobles apuesta por la eliminación total de los fósiles, Ramos por tecnologías emergentes como el hidrógeno, y Fernández por biogás y biometano bajo lógicas de eficiencia.
Este domingo, más de 3.7 millones de costarricenses definirán con su voto no solo quién ocupará la presidencia, sino también qué tipo de transición energética marcará el rumbo del país en los próximos años.
| Tema | Claudia Dobles | Laura Fernández | Álvaro Ramos |
| Rol del ICE | Líder estratégico y garante del sistema solidario. | Competidor en igualdad de condiciones con privados. |
Ente flexible capaz de hacer Alianzas Público-Privadas.
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| Apertura Privada | Enfocada en eólica/solar, bajo regulación estatal. | Apertura de la Geotermia y mercado eléctrico general. |
Alianzas estratégicas y contratación dinámica.
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| Combustibles | Transformar RECOPE hacia energías limpias. Prohibir exploración de petróleo. | Producción de biogás/biometano y uso de combustibles limpios. |
Impulso al hidrógeno verde y energías de nueva generación.
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| Enfoque Principal | Transición justa, descarbonización y comunidades prosumidoras. | Reducción de tarifas y competitividad de mercado. |
Modernización tecnológica (energía marina/avanzada) y financiamiento verde.
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España consolidó durante 2025 un nuevo récord de crecimiento renovable al instalar 8852,7 MW de capacidad, de los cuales 7896,3 MW correspondieron a energía solar fotovoltaica. Esto representa el 88 % de toda la nueva potencia renovable del año, y eleva el acumulado solar a 48.130,6 MW, de acuerdo con datos de Red Eléctrica.
La expansión consolida a España como uno de los mercados solares más dinámicos de Europa. Sin embargo, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) advierte que este avance enfrenta cuellos de botella regulatorios y técnicos que deben resolverse con urgencia para sostener el ritmo y atraer nueva inversión. “El apagón del pasado abril ha puesto de manifiesto los retos que el sistema eléctrico tiene por delante”, manifiesta el presidente de UNEF, Rafael Benjumea.
La asociación subraya que el desarrollo del almacenamiento y el autoconsumo es esencial para mantener la estabilidad de la red y evitar distorsiones como las horas de precios negativos, cada vez más frecuentes. No obstante, ambos segmentos muestran retrocesos. En 2024, solo se instalaron 327 MWh de almacenamiento detrás del contador, un 34 % menos que el año anterior. En autoconsumo, la caída fue del 31 %, con apenas 1.182 MW incorporados.
“La necesidad de acelerar el despliegue del almacenamiento es prioritaria”, plantea Benjumea, quien también llama a fortalecer la red eléctrica y adaptar el diseño de mercado. Según el informe anual de UNEF, existen solicitudes con permiso de acceso por más de 9,5 GW de almacenamiento, pero las barreras administrativas y la ausencia de un marco normativo claro están retrasando su puesta en marcha.
La industria fotovoltaica también pone el foco en los impactos económicos y sociales del sector. En 2024, la fotovoltaica aportó 15.317 millones de euros al PIB nacional y generó empleo para 146.764 personas en toda la cadena de valor. “Somos el país del sol cuando más se necesita la energía solar”, destaca Benjumea, señalando que los proyectos en España resultan hasta el doble de rentables que en otros mercados europeos por su factor de planta.
En el plano normativo, la expectativa está puesta sobre la evolución del Real Decreto-ley 7/2025, que fue derogado tras no superar la convalidación parlamentaria. El texto, que incluía medidas clave para integrar renovables y reforzar el desarrollo del almacenamiento, está siendo reconvertido en un nuevo Real Decreto que, al cierre de 2025, continúa en trámite de audiencia pública. El sector considera clave que este marco legal recoja mecanismos de incentivo, simplifique los procesos de tramitación y establezca garantías para los modelos de negocio de almacenamiento.
Asimismo, UNEF ha presentado propuestas para el diseño del nuevo mercado de capacidad, una figura esperada que podría ofrecer señales económicas a los proyectos que aporten flexibilidad al sistema. “El almacenamiento es una tecnología fundamental para la estabilidad del sistema eléctrico”, sostiene Benjumea. La asociación ya ha elaborado alegaciones sobre esta figura e impulsa la adopción de un esquema que reconozca el valor sistémico de estas soluciones.
En paralelo, avanza la revisión del marco del autoconsumo. Tras la apertura de consulta pública en octubre de 2024, se espera un nuevo Real Decreto que actualice el RD 244/2019, con medidas orientadas a simplificar trámites, flexibilizar el reparto de excedentes y consolidar la figura del gestor de autoconsumo. UNEF participa activamente en el proceso con un decálogo que busca garantizar el cumplimiento del objetivo del PNIEC de alcanzar 19 GW de autoconsumo en 2030.
El contexto de mercado también presiona al sector. El aumento de horas con precios negativos en el pool eléctrico está afectando la rentabilidad de muchos proyectos, especialmente en horas de alta producción solar y baja demanda. Esta situación lleva al sector a pedir una adaptación urgente del marco retributivo, incluyendo ajustes al régimen RECORE y el relanzamiento de subastas que integren criterios de flexibilidad y almacenamiento.
El sector fotovoltaico cierra el año con avances sólidos, pero también con señales de alerta. Más de 40 GW de nueva capacidad renovable han solicitado acceso a red durante 2025, pero solo 4,5 GW obtuvieron autorización. Otros 25 GW fueron rechazados por falta de capacidad y 8,5 GW permanecen en tramitación. La saturación de la red se convierte así en otro factor crítico que limita el crecimiento.
UNEF destaca que el ecosistema solar español dispone de fortalezas únicas, como su base industrial consolidada, su liderazgo en innovación y una generación distribuida que ya comienza a dinamizar economías locales. Pero advierte que estas ventajas deben ir acompañadas por una hoja de ruta clara, con reformas normativas, marcos de incentivo y planificación de red a largo plazo.
“El trabajo realizado en 2024 nos ha preparado para los desafíos actuales”, concluyó Benjumea. Para 2026, el objetivo del sector es sostener el crecimiento sobre una base más estable, flexible y alineada con las exigencias de un sistema eléctrico descarbonizado, resiliente y competitivo.
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La transformación energética de República Dominicana continúa ganando velocidad. Según la última información recopilada por Energía Estratégica, el país cerró 2024 con 2.069 MW de capacidad renovable instalada, y durante 2025 incorporó 13 nuevos proyectos solares y eólicos, lo que elevó el total renovable por encima de los 2700 MW.
Del total de nuevas instalaciones, 12 correspondieron a parques fotovoltaicos y uno al segmento eólico. Los desarrollos solares incluyeron los proyectos Washington Capital 2 y 3 (100 MW combinados), Cotoperí I, II y III (144.18 MW en total), Coastal (110 MW), Lucila, Peravia I y II, Cumayasa 4, Martí y Payita 1, distribuidos a lo largo del año.
Por su parte, el Parque Eólico Esperanza, con 49,5 MW de capacidad, aportó nueva generación eólica desde noviembre. En conjunto, estas incorporaciones sumaron 637,98 MW de nueva potencia limpia, de acuerdo a las fechas de entrada informadas por el SENI.
Con estos ingresos, la República Dominicana alcanzó los 80 proyectos renovables en operación, lo que representa cerca del 45% de la capacidad total instalada del SENI, que asciende a 5.985 MW. Este crecimiento consolidó una matriz más limpia, resiliente y geográficamente diversificada.
La expansión renovable se complementó con la licitación de 600 MW impulsada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la CDEEE. El proceso recibió 49 ofertas técnicas y económicas, que totalizaron cerca de 3.000 MW. Según pudo relevar Energía Estratégica, las propuestas incluyeron tecnologías solares, eólicas e híbridas con almacenamiento.
“Casi 3.000 MW compiten por un cupo de 600 MW en esta licitación, lo que demuestra el interés del sector privado y el potencial del país”, destacan desde el medio especializado. El proceso priorizó iniciativas con madurez técnica, ubicación estratégica y precios competitivos, alineados con los objetivos de integración renovable y estabilidad del sistema.
En paralelo, los indicadores del sistema reflejaron una eficiencia creciente. Durante 2024, las pérdidas se redujeron al 1,73%, mientras que el costo marginal promedio se mantuvo en 7.319 RD$/MWh, lo que evidenció una operación estable pese a la incorporación masiva de fuentes variables.
Con 80 proyectos renovables en funcionamiento, una licitación estratégica finalizada y más de 2.700 MW limpios conectados al SENI, República Dominicana se consolida como un referente en transición energética para el Caribe y Centroamérica, combinando escala, velocidad de ejecución y una política pública sostenida.
| Fecha / Año de Registro | Proyecto / Empresa | Tecnología | Potencia (MW) | Estado |
|---|---|---|---|---|
| ≤ 2012 | AES ANDRÉS | Ciclo Combinado | 319.00 | Operando |
| ≤ 2012 | CESPM | Ciclo Combinado | 300.00 | Operando |
| ≤ 2012 | EGEHID (Sistema Hidroeléctrico) | Hidroeléctrica | 623.28 | Operando |
| ≤ 2012 | EGE-HAINA (Barahona) | Turbina a Vapor | 53.00 | Operando |
| ≤ 2012 | EGE-HAINA (Haina TG) | Turbina a Gas | 100.00 | Operando |
| ≤ 2012 | EGE-HAINA (Sultana/Quisqueya) | Motor Combustión | 301.84 | Operando |
| ≤ 2012 | EGE-ITABO (Itabo 1 y 2) | Turbina a Vapor | 260.00 | Operando |
| ≤ 2012 | PVDC (Barrick) | Motor Combustión | 225.24 | Operando |
| ≤ 2012 | GPLV | Motor Combustión | 199.14 | Operando |
| ≤ 2012 | LAESA | Motor Combustión | 110.54 | Operando |
| 2016 | LEAR INVESMENTS | Motor Combustión | 101.48 | Operando |
| 2016 | ELECTRONIC J.R.C. (Monte Plata) | Solar Fotovoltaica | 30.00 | Operando |
| 2017 | DOMINICAN POWER PARTNERS (DPP) | Ciclo Combinado | 359.25 | Operando |
| 2017 | SAN PEDRO BIO-ENERGY | Turbina a Vapor | 30.00 | Operando |
| 2018 | MONTECRISTI SOLAR FV | Solar Fotovoltaica | 50.60 | Operando |
| 2019 | AGUA CLARA, S.A. | Eólica | 52.50 | Operando |
| 2019 | PARQUES EÓLICOS DEL CARIBE | Eólica | 52.50 | Operando |
| 2019 | WCG ENERGY (Canoa) | Solar Fotovoltaica | 49.88 | Operando |
| 2020 | PUNTA CATALINA (1 y 2) | Turbina a Vapor | 782.00 | Operando |
| 2021 | SEABOARD (Estrella del Mar 3) | Ciclo Combinado | 150.25 | Operando |
| 2021 | EGE-HAINA (Girasol) | Solar Fotovoltaica | 100.00 | Operando |
| 2022 | AES DOMINICANA RENEWABLE | Solar Fotovoltaica | 100.00 | Operando |
| 2023 | KARPOWERSHIP (KPS) | Motor Combustión | 188.66 | Operando |
| 2023 | SIBA ENERGY CORPORATION | Turbina a Gas | 191.48 | Operando |
| 2024 | EFD ECOENER FOTOVOLTAICA | Solar Fotovoltaica | 80.00 | Operando |
| 2024 | DESARROLLOS FOTOVOLTAICOS | Solar Fotovoltaica | 50.00 | Operando |
| 2024 | KOROR BUSINESS (El Soco) | Solar Fotovoltaica | 50.00 | Operando |
| 2024 | MARANATHA ENERGY | Solar Fotovoltaica | 10.00 | Operando |
| 2024 | PHINIE & CO (Los Negros) | Solar Fotovoltaica | 17.00 | Operando |
| 2024 | GRUPO EÓLICO DOMINICANO (Exp.) | Eólica | 15.60 | Operando |
| 2025 (13-ene) | WASHINGTON CAPITAL 2 | Solar Fotovoltaica | 50.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (13-ene) | WASHINGTON CAPITAL 3 | Solar Fotovoltaica | 50.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (06-may) | COTOPERÍ I | Solar Fotovoltaica | 48.06 | Entrada 2025 |
| 2025 (06-may) | COTOPERÍ II | Solar Fotovoltaica | 48.06 | Entrada 2025 |
| 2025 (07-may) | COTOPERÍ III | Solar Fotovoltaica | 48.06 | Entrada 2025 |
| 2025 (02-jul) | COASTAL | Solar Fotovoltaica | 110.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (19-jul) | LUCILA | Solar Fotovoltaica | 10.30 | Entrada 2025 |
| 2025 (29-jul) | PERAVIA II | Solar Fotovoltaica | 70.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (06-ago) | CUMAYASA 4 | Solar Fotovoltaica | 50.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (13-ago) | PERAVIA I | Solar Fotovoltaica | 70.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (18-ago) | MARTÍ | Solar Fotovoltaica | 43.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (05-sep) | ENERGAS 4 | Motor Combustión | 130.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (16-sep) | POWERSHIP AZUA KPS 56 | Motor Combustión | 65.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (10-oct) | POWERSHIP AZUA KPS 01 | Motor Combustión | 230.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (24-oct) | PAYITA 1 | Solar Fotovoltaica | 50.00 | Entrada 2025 |
| 2025 (08-nov) | PARQUE EÓLICO ESPERANZA | Eólica | 49.50 | Entrada 2025 |
| 2025 (11-nov) | SIBA CICLO COMBINADO (2 TV) | Ciclo Combinado | 77.80 | Entrada 2025 |
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Colombia superó los 3600 MW de capacidad renovable entre proyectos en operación y en pruebas, lo que representa un 15,6 % de la matriz eléctrica nacional. El salto, impulsado por la estrategia 6GW+ del Ministerio de Minas y Energía, significó un cambio estructural para un país que en 2022 apenas contaba con 200 MW en energías limpias.
Ahora, con parte de su pipeline de proyectos ralentizado y una meta aún distante, el Gobierno se prepara para lanzar en febrero una nueva subasta de largo plazo, exclusivamente renovable. Será la primera licitación de este tipo bajo la administración de Gustavo Petro y apunta a reactivar inversiones, ampliar el parque generador y aumentar la resiliencia del sistema.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, aseguró que “estamos cambiando la matriz eléctrica con decisiones firmes y reglas claras. Democratizamos la generación y llevamos energías limpias a regiones históricamente excluidas”. La estrategia, según detalló, incluyó medidas clave como la liberación de puntos de conexión, licencias ambientales más eficientes y el fomento a la autogeneración distribuida.
Entre los proyectos más relevantes que entraron recientemente se destacan el parque solar Guayepo (486 MW) y La Loma (187 MW). A la vez, la energía eólica comienza a ganar tracción en regiones del norte del país, mientras el componente solar lidera el crecimiento por volumen y viabilidad técnica.
Sin embargo, el avance no fue suficiente para cumplir los objetivos establecidos para el cierre de 2025. Según datos oficiales, la capacidad instalada quedó 2000 MW por debajo de lo previsto, lo que obliga a tomar decisiones rápidas para evitar riesgos de suministro a mediano plazo.
La nueva subasta buscará dar respuesta a ese escenario. El esquema incluirá bloques horarios, franjas específicas para energía solar y, por primera vez, condiciones para proyectos con almacenamiento en baterías. Además, se esperan mecanismos contractuales más flexibles, tanto para adjudicatarios como para posibles compradores institucionales o privados.
El Gobierno confía en que este mecanismo no solo movilizará capital, sino que también generará señales claras de confianza al mercado. “Sin reglas estables, acceso claro a la red y plazos realistas, el riesgo percibido continúa siendo alto”, advirtió Palma.
Desde el Comité 6GW+, la licitación se enmarca en una visión de política pública que integra seguridad energética, justicia social y acción climática. La meta es sostener el ritmo de incorporación renovable, pero con criterios de inclusión territorial, participación ciudadana y estabilidad regulatoria.
Con más de 3600 MW sumados en menos de cuatro años, Colombia confirmó que tiene capacidad técnica, empresarial y política para transformar su matriz. La nueva subasta será el próximo termómetro para saber si ese impulso se mantiene y se profundiza en el tiempo.
La entrada Con más de 3600 MW en operación, Colombia rompe récords y se prepara para la subasta de largo plazo se publicó primero en Energía Estratégica.
ACCIONA ha iniciado la operación en Chile del primer grupo electrógeno cero emisiones basado en pila de combustible de hidrógeno, aprobado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
Esta iniciativa pionera forma parte de un proyecto piloto que la compañía ha implementado para sustituir el uso de grupos electrógenos diésel, mediante soluciones energéticas libres de emisiones, en las obras de ampliación del embalse Carén ejecutadas para la División El Teniente de Codelco.
El equipo, desarrollado y fabricado por la empresa francesa EODev y distribuido en Chile por KH2, es el primero en su tipo que se utiliza en el país para el suministro energético “off-grid” con equipos basados en hidrógeno.
La implementación de esta tecnología permitirá la reducción trimestral de 5.067 litros de combustible fósil, lo que supondrá evitar la emisión de unas 13,6 toneladas de CO2 a la atmósfera, durante este período.
De esta forma, ACCIONA se convierte en la primera empresa en incorporar este tipo de tecnología cero emisiones en la industria de la construcción nacional, respondiendo así a su objetivo de reducir el impacto ambiental de sus proyectos y descarbonizar sus obras.
La reducción de emisiones en el suministro eléctrico en la construcción está cobrando cada vez mayor relevancia y, por tanto, la adopción de nuevas tecnologías y soluciones que apoyen a la descarbonización de las obras en ejecución es una prioridad para la compañía a nivel global.
ACCIONA cuenta con amplia experiencia en la adopción de sistemas electrógenos cero emisiones basadas en pila de hidrógeno. En un proyecto piloto implementado durante la construcción del Recinto Penitenciario Norte III en San Sebastián, la compañía consiguió operar una grúa torre a partir de un generador eléctrico portátil cero emisiones basado en hidrógeno; y en la construcción de la carretera Nuevo Acceso a Alcalá del Valle, en Cadiz, utilizó un grupo electrógeno basado en pila de combustible de H2, alimentado a partir de metanol verde reformado “in-situ”.
Luego, en 2024, ACCIONA adquirió un grupo electrógeno GEH2® cero emisiones basado en pila de combustible de hidrógeno, tras testearlo en las obras de ampliación del Puente Centenario de Sevilla, convirtiéndola en la primera empresa española de construcción en incorporar este tipo de tecnología cero emisiones en una obra.
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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), en cumplimiento de lo establecido en la Ley General de Electricidad, realizó la revisión trimestral de los costos reales de compra de potencia y energía eléctrica efectuados por las distribuidoras EEGSA, DEOCSA y DEORSA durante los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2025. Como resultado de este análisis técnico, se aprobaron los ajustes a las tarifas del servicio de distribución final que estarán vigentes del 1 de febrero al 30 de abril de 2026 para los usuarios regulados.
El comportamiento de las tarifas responde a factores técnicos y económicos propios del funcionamiento del sistema eléctrico nacional. Durante octubre se registró el punto más alto de generación hidroeléctrica; sin embargo, en noviembre y diciembre se observó una disminución progresiva, asociada a la transición estacional del período lluvioso hacia la época seca. Esta reducción fue compensada por un incremento en la generación térmica, lo que permitió garantizar el abastecimiento de la demanda eléctrica. Asimismo, inciden variables como la fluctuación en los precios internacionales de los combustibles, factores macroeconómicos y la dinámica de los contratos de suministro vigentes para cada distribuidora.
En cuanto a la Tarifa Social, que beneficia a aproximadamente 3,8 millones de familias guatemaltecas —equivalentes al 94% de los usuarios del país—, el ajuste refleja estabilidad. Para el trimestre febrero–abril de 2026, DEOCSA y DEORSA registran una reducción del 0.5%, situando sus tarifas en Q2.05 y Q1.98 por kWh, respectivamente. Por su parte, EEGSA mantiene su tarifa en Q1.42 por kWh, sin variación respecto al trimestre anterior. Los usuarios que se mantienen dentro de los rangos de consumo establecidos por el INDE continúan siendo beneficiarios del subsidio que otorga el Gobierno de la República, favoreciendo mensualmente a más de 2,2 millones de familias.
En lo que respecta a la Tarifa No Social, aplicable a aproximadamente 300 mil usuarios (6% del total nacional), también se observan variaciones moderadas. DEOCSA presenta una reducción del 0.7%, mientras que DEORSA disminuye 0.5%. En ambos casos, los ajustes responden a la estructura contractual y a las condiciones específicas de abastecimiento de cada distribuidora. EEGSA no presenta cambios en esta categoría.
La CNEE subraya que este ajuste tarifario trimestral evidencia la madurez y solidez del sistema eléctrico guatemalteco, en el que la regulación técnica y la diversificación de la matriz energética han permitido mantener tarifas estables y previsibles para los usuarios regulados durante los últimos años.
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El Gobierno nacional oficializó la reducción de los derechos de exportación aplicados al petróleo crudo convencional mediante el Decreto 59/2026, publicado el jueves 29 de enero en el Boletín Oficial.
Entre los considerandos de la norma se hace referencia a los acuerdos suscriptos entre las provincias y la Nación. Fue el 18 de noviembre cuando se firmó un acuerdo para la eliminación de las retenciones a la exportación de hidrocarburos convencionales, iniciativa que contó con el acompañamiento de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y de las principales operadoras de la Cuenca Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz), y Austral.
En ese marco, el decreto no solo formaliza la baja del tributo nacional, sino que hace efectivo el mecanismo de corresponsabilidad, mediante el cual las empresas operadoras deberán destinar los ingresos adicionales resultantes de la eliminación del gravamen a la ejecución de inversiones incrementales en la cuenca, con foco en la reactivación de equipos, la recuperación de pozos y el sostenimiento de los niveles de producción.
El Decreto 59/2026 modifica el esquema de cálculo de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, comprendido en la posición 2709.00.10 de la Nomenclatura Común del Mercosur. La norma fija, a los fines del cálculo, un Valor Base (VB) de U$S 65/barril y un Valor de Referencia (VR) de U$S 80/barril sobre la cotización del “ICE Brent primera línea”.
Con esos parámetros, el decreto determina que la alícuota será 0 % cuando el Precio Internacional (PI) sea igual o inferior al VB, y será 8 % cuando el PI sea igual o superior al VR. Para el tramo intermedio, cuando el PI resulte superior a U$S 65 e inferior a U$S 80, la norma mantiene un esquema de alícuota variable definida por una fórmula en el texto del decreto.
La medida consolida un esquema de esfuerzos compartidos, orientado a sostener la producción y el empleo en las cuencas maduras, a la vez que define nuevos valores de referencia para el crudo convencional que implican, en las condiciones actuales, la eliminación del impacto de las retenciones —anteriormente del 8 %—, constituyendo una respuesta concreta a un reclamo histórico.
Al respecto, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que la decisión “es el resultado de un trabajo técnico e institucional que venimos sosteniendo, aportando diagnósticos, información productiva y propuestas concretas para revertir la pérdida de competitividad del crudo convencional”, y precisó que “solamente en el último año, las retenciones representaron para nuestra provincia una pérdida de 240 millones de dólares y de 370 millones de dólares para la totalidad de la cuenca”.
El ministerio de Economía activó, con vigencia desde el 16 de enero último, el nuevo esquema de subsidios tarifarios parciales, y a la baja, para los usuarios de electricidad en el AMBA, a cargo de las distribuidoras Edenor y Edesur.
A través de las resoluciones 21 y 22/2026 el Ente Nacional Regulador de la Electricidad resolvió sustituir los cuadros tarifarios de los usuarios Nivel 1, Nivel 2, y Nivel 3 (categorías según ingresos mensuales y situación patrimonial)(R-842/2025) por los nuevos cuadros tarifarios para los usuarios Con Subsidios y Sin Subsidio, que las distribuidoras aplicarán en las facturas desde las las Cero Horas del 16 de enero.
Asimismo, el ENRE, intervenido por Néstor Lamboglia, sustituye las tarifas que fueran aprobadas por dicha resolución también para los clubes de barrio y de pueblo (CdeByP) y para las Entidades de Bien Público.
Además, sustituye desde ésa fecha las tarifas de inyección aplicables a los Usuarios-Generadores residenciales, por otras que en todos los casos se detallaron en respectivos anexos a la R-21 y R-22 ya oficializadas.
Las dos distribuidoras del AMBA deberán publicar los nuevos cuadros, dentro de los próximos cinco días, en por lo menos DOS (2) diarios de mayor circulación de su área de concesión.
En los considerandos de las dos resoluciones se hace referencia a que “el Decreto 943 del 31 de diciembre de 2025, unifica los subsidios energéticos de jurisdicción nacional creando, a tal fin, el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que incluirá al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, para asegurar que los Usuarios Residenciales Vulnerables accedan al consumo energético indispensable”.
La medida restrictiva afectará principalmente a usuarios Residenciales de ingresos medios (ex Nivel 3).
El decreto 943/2025 establece los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica que serán subsidiados: a) TRESCIENTOS KILOVATIOS HORA (300 kWh) para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año y; b) CIENTO CINCUENTA KILOVATIOS HORA (150 kWh) para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año.
Asimismo, mediante dicho decreto determina en el Anexo II, las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, por los consumos base que se realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen SEF.
A modo de referencia cabe indicar que un usuario de Edesur Residencial R4 Sin subsidio, con un consumo de entre 501 y 600 kWh al mes, pagará un Cargo Fijo de $ 15.616 y un Cargo Variable de $ 128,62 por kWh.
La misma categoría de usuario Residencial (R4) pero Con subsidio, pagará el mismo importe como Cargo Fijo ($ 15.616) ,pero el Cargo Variable por los primeros 300 kWh mensuales se cobrará a $ 57,79 el kwh, y el consumo excedente a $ 128,62 el kWh.
Para el caso de un usuario Residencial (R4) de Edenor Sin subsidio, el Cargo Fijjo es de $ 15.853 y el Cargo Variable es de $ 128,44 el kwh. Pero para la misma categoría Residencial (R4) Con subsidio, el Cargo Fijo será de $ 15.853 mientras que el Cargo Variable se calculará a $ 57,45 para los primeros 300 kWh y el excedente a $ 128,44 el kWh.
A su vez, el mismo decreto dispone que durante el año 2026 se aplicará, para los usuarios de electricidad que resulten beneficiarios del SEF, una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 %, que se adicionará a la bonificación general establecida en el artículo 7 del D-943. Ello, “a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios y la reducción progresiva de la bonificación extraordinaria a aplicar entre enero y diciembre de 2026”.
La Secretaría de Energía podrá modificar el porcentaje de la bonificación extraordinaria en función de la evaluación de las necesidades de los usuarios, siempre que no supere la alícuota del 25 por ciento.
Asimismo, el artículo 9 del decreto 943 dispone que las bonificaciones respecto del PEST, se aplicará para la totalidad del volumen consumido por las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables (Leyes 27.098 y 27.218).
Así las cosas, entonces el ENRE calculó y publicó en anexos de las R-21 y R-22/2026 los cuadros tarifarios y tarifas que EDESUR S.A. y Edenor S.A. deben aplicar a partir del 16 de enero de 2026; a saber: a) Cuadro tarifario para los usuarios Residenciales Sin subsidio y Con subsidio; b) Las tarifas para los Clubes de Barrio y de Pueblo (CdByP) que integran el listado que confecciona el Ministerio de Turismo y Deportes; las tarifas de las Entidades de Bien Público, y c) Las tarifas de inyección aplicables a los Usuarios-Generadores.
El Poder Ejecutivo oficializó un nuevo régimen de derechos de exportación destinado exclusivamente al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, a través del decreto 59/2026. La normativa busca dotar de mayor competitividad a un sector que enfrenta un «declino estructural» debido al agotamiento natural de las áreas y al incremento de los costos operativos en la Argentina.
Si bien el nuevo esquema supone en los hechos una baja respecto de los valores vigentes actualmente, no implica la eliminación de retenciones como habían anunciado en noviembre el ministro de Economía, Luis Caputo, y el ahora jefe de Gabinete, Manuel Adorni. De hecho, con la cotización de US$ 68 que registró el barril de crudo Brent este jueves la retención no será cero.
Si el precio internacional basado en el promedio del Brent se sitúa por debajo de los US$65, la alícuota de exportación será del 0%. En el extremo opuesto, si el precio iguala o supera los 80 dólares, se aplicará un derecho del 8%. Para valores intermedios, se utilizará una fórmula polinómica de ajuste.
Esta adecuación técnica representa un alivio fiscal en comparación con el régimen anterior, que fijaba 0% si la cotización del barril perforaba los US$45 y saltaba al 8% recién cuando superaba el techo de US$60. Según los considerandos de la norma, este cambio responde a acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz.
Sin embargo, el Gobierno se mantiene en la postura de no reducir las retenciones para las exportaciones del shale oil, es decir proveniente del no convencional neuquino. Así lo había adelantado el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, al participar a comienzos de diciembre en el Energy Day de EconoJournal.
González afirmó que «el Gobierno no va a reducir las retenciones al petróleo no convencional de manera inmediata, más allá de la certeza de que es un mal impuesto«. Esa posibilidad, reseñó el funcionario, está supeditada a que el país crezca y se siga atacando el gasto público para seguir reduciendo gravámenes.
Por el contrario, el objetivo central de la medida de hoy no solo responde al reclamo de los gobernadores por el declino natural, sino también por la caída de los precios internacionales que recorrió todo 2025. De esta manera se busca acompañar los esfuerzos provinciales, que ya incluían reducciones en regalías y cánones para preservar la continuidad de las empresas, las inversiones y el empleo en áreas maduras.
Para garantizar la transparencia en la aplicación del beneficio, la Secretaría de Energía determinará los volúmenes correspondientes mediante el cálculo del porcentaje de producción convencional sobre el total de cada área de concesión. La normativa entrará en vigencia plena una vez que se dicten las reglamentaciones complementarias, para lo cual la autoridad de aplicación dispone de un plazo máximo de 60 días.
Para la determinación de la alícuota, el decreto prevé tres escenarios posibles basados en el Precio Internacional (PI) que publicará mensualmente la Secretaría de Energía. Se fija una alícuota del 0 % cuando el PI sea igual o inferior al valor base de 65 dólares, y un tope del 8 % cuando el PI alcance o supere los 80 dólares.
En el caso de que el precio se ubique entre ambos valores, se aplicará una fórmula matemática específica que permite una transición proporcional del tributo, evitando saltos bruscos en la carga fiscal durante las fluctuaciones del mercado global.
Este diseño asegura que la carga tributaria escale de forma progresiva a medida que mejora el precio, evitando que un pequeño incremento en la cotización internacional licue la rentabilidad por un salto brusco de impuestos. En el gobierno se planteaba como una herramienta de sintonía fina para proteger el flujo de caja en pozos de baja productividad.
La medida es resultado del acuerdo inicial que firmó el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea.
Con la presencia del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro del Interior, Diego Santilli, se evidenció que el acuerdo incluía la necesidad de sumar apoyos en el Congreso para aprobar distintas reformas que impulsa el gobierno.
El gobernador Torres detalló que la medida tendrá un impacto estimado de US$ 370 millones que se reinvertirán en la industria: «Esto significa más actividad, más producción y, sobre todo, más empleo para miles de familias que viven del trabajo energético en nuestra provincia», dijo en aquella oportunidad.
Chubut, por su parte, se comprometía a trabajar en un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos. Días después se sumaron al acuerdo las provincias de Santa Cruz y de Neuquén, en similares condiciones.
, Redacción EconoJournal
Con la puesta en funcionamiento del sistema de autodespacho en la estación de servicio de Famaillá, en Tucumán, YPF alcanzó las 100 estaciones con esta modalidad en todo el país. Este hito consolida la transformación de su red y eleva el estándar de la experiencia de sus clientes, a través de personal capacitado y procesos homogéneos que aseguran una operación consistente en toda la red.
Las 100 bocas de expendio habilitadas forman parte de un despliegue federal que abarca puntos en casi todas las provincias del país, a excepción de Buenos Aires, La Pampa y Jujuy, en donde rigen marcos normativos que impiden la implementación del sistema.
“Alcanzar 100 estaciones con autodespacho es un hito concreto dentro de nuestro Plan 4×4. Marca el rumbo de la YPF que queremos: una compañía moderna, competitiva y enfocada en la experiencia del cliente. Logramos escalar un sistema ágil y seguro, que convive con la atención tradicional”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
La modalidad de autodespacho fue muy bien recibida por parte de los usuarios: el 86 % volvería a usar el sistema, el 74 % calificó la experiencia con la máxima puntuación y el 73 % completó la carga en menos de 5 minutos, destacando simplicidad, agilidad y el control que ofrece la operación a través de la App YPF, indicó la Compañía.
La puesta en marcha del autodespacho en cada estación se realizó de manera progresiva y siguiendo criterios estrictos de seguridad. Cada punto fue acondicionado con señalización clara, demarcación en piso y un QR ubicado a la altura de la ventanilla para facilitar el inicio de la operación desde la App. Además, se incorporaron elementos de asistencia al usuario.
La nueva modalidad convive con la atención tradicional, ofreciendo libertad de elección al cliente. El personal de playa mantiene un rol clave como facilitador multicanal, brindando asistencia cuando sea necesario, se indicó.
Vaca Muerta ha demostrado que puede escalar producción de forma consistente y eficiente, lo que confirma la madurez operativa del play. Sin embargo, para dar un salto significativo en producción se requiere un entorno que permita sostener inversiones.
Si bien la rentabilidad del shale argentino sigue siendo interesante por su perfil de calidad de crudo y eficiencia operativa alcanzada (con precios de break-even que se ubican en torno a 45 dólares por barril), los niveles más bajos de precio del crudo comprimen márgenes y, por ende, la generación de flujo de caja que se puede reinvertir.
Además, el costo de financiamiento en Argentina sigue siendo elevado frente a otros plays de shale, aunque con perspectivas de mejora si se materializa una caída del riesgo país.
Hay un factor que es prometedor, pero que aún requiere consolidación, que es la expansión y mejora de la infraestructura. En este rubro, VMOS es un pilar clave y representa una palanca fundamental para Vaca Muerta, al reducir costos de evacuación, facilitar el acceso a mercados internacionales y mejorar su competitividad. Pero es necesario continuar avanzando, por ejemplo, en mejoras viales que contribuyan a la reducción de costos logísticos de operación.
Por último, la eficiencia de capital y los costos de desarrollo de pozos siguen siendo áreas con espacio de mejora. Si bien la industria ha avanzado, los costos locales y la menor escala de actividad comparado con cuencas como el Permian generan desventajas estructurales. Esto implica que la presión por seguir reduciendo costos es constante para sostener un ritmo de expansión atractivo, especialmente en escenarios de mayor exigencia de precios.
Es importante tomar las proyecciones del precio del petróleo con cautela y observar las señales de mercado (como inventarios, balances de oferta y demanda o movimientos de cargas y diferenciales) que suelen anticipar cómo se ajusta la dinámica real de oferta global.
En cuanto al precio internacional, si bien el Brent ha mostrado cierta resistencia por encima de US$ 60/bbl, los precios más bajos pueden generar menor generación de caja para reinversión, lo que puede llevar a una desaceleración del ritmo de crecimiento de producción.
En cuanto al escenario venezolano, pese a contar con una de las mayores reservas de crudo del mundo, la infraestructura productiva de Venezuela está deteriorada y el crecimiento de producción requiere inversiones significativas y tiempo antes de que volúmenes relevantes puedan fluir al mercado global.
Incluso bajo escenarios de normalización de políticas y entrada de capital externo, los incrementos productivos serán graduales y se extenderán por varios años.
La reapertura de exportaciones hacia refinerías del Golfo de EE. UU. en el corto plazo podría llevar a que se amplíen diferenciales entre crudos pesados y livianos, aunque también podría generar presión bajista sobre los precios de crudos livianos, debido a una mayor exportación del shale estadounidense. De todos modos, el impacto global de Venezuela en términos volumétricos (especialmente en el corto plazo) es limitado lo que modera la posibilidad de impactos abruptos sobre los precios.
En consecuencia, el impacto de Venezuela sobre Vaca Muerta probablemente será modesto, en el corto plazo más asociado a cambios en las dinámicas de diferenciales y decisiones de mezcla de refinerías que a un shock de oferta abrupto. Además, el grueso del desarrollo de Vaca Muerta está impulsado por compañías argentinas, con menor exposición a decisiones estratégicas de reasignación de capital por parte de grandes empresas internacionales.
En este escenario global, Vaca Muerta, apoyándose en el excelente perfil geológico y eficiencias operativas, debe seguir avanzando en la mejora de infraestructura y de la competitividad en el costo de los pozos que le permitan reducir sus puntos de equilibrio y seguir desbloqueando su potencial, incluso en contextos más exigentes.
(*) Por Leonardo De Lella, managing director & partner de BCG
, Leonardo De Lella
La distribuidora MetroGAS firmó un convenio con el Ministerio de Capital Humano de la Nación para impulsar la capacitación profesional de personas con conocimientos en la industria del gas que deseen iniciar su actividad laboral como gasistas matriculados y que busquen fortalecer, así, el empleo calificado y la seguridad en las instalaciones de gas natural.
El acuerdo fue firmado por la ministra Sandra Pettovello y por el director general de
MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, y contempla la implementación del curso
“Instalando Calor Seguro”, un programa que la empresa implementó hace ya 11 años y lo llevan adelante capacitadores voluntarios de la principal distribuidora de gas del país.
“Para MetroGAS es un orgullo ser referente en este tipo de capacitaciones. Este convenio
forma parte de un camino para fortalecer la articulación público-privada y generar oportunidades de formación y empleo de calidad”, destacó Mazzucchelli tras la
firma del convenio.
La capacitación tiene como objetivo transferir conocimientos técnicos y profesionales
vinculados con las instalaciones internas de gas natural, brindando herramientas
concretas para mejorar la empleabilidad de los participantes.
El curso se dictará de manera presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios
que el Ministerio de Capital Humano reacondicionó de lo que fue el Instituto Garrigós,
ubicado en el barrio porteño de La Paternal, y se desarrollará a lo largo de cuatro semanas, entre los meses de enero y febrero.
El programa contempla cinco módulos obligatorios y un sexto módulo optativo, con
clases orientadas a contenidos técnicos, normativos y de buenas prácticas profesionales.
Al finalizar el curso, los asistentes contarán con los conocimientos necesarios para
decidir la tramitación de la matrícula de gasista de segunda y/o tercera categoría,
habilitante para realizar trabajos bajo condiciones seguras y confiables. Quienes quieran
avanzar con la matriculación, deben acercarse luego a algún Centro de Formación
Profesional de cada municipio o en la Ciudad de Buenos Aires para obtener el título
habilitante.
Hace más una década que MetroGAS lleva adelante “Instalando Calor Seguro”, un
programa de prácticas profesionalizantes que promueve una formación técnica, ética y
orientada al servicio, que fue diseñado en un principio para capacitar a estudiantes del
último año de escuelas técnicas del área de distribución de la empresa, que comprende
la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano bonaerense.
Desde que está en vigencia, el programa alcanzó a más de 8.400 estudiantes de 264
escuelas, gracias a los casi 300 voluntarios que participaron y llevaron adelante más de
500 talleres.
Los resultados de la edición 2024 reflejan el impacto positivo de la iniciativa en la
orientación laboral y el acceso a nuevas oportunidades: el 85,6 % de los participantes
consideró que la capacitación representa una salida laboral concreta como gasista
matriculado, mientras que el 89 % desconocía que podía tramitar la matrícula profesional
a partir de su título secundario.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee (2.250.000 aproximadamente) es la tercera distribuidora de Sudamérica.
Su área de cobertura abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Durante 2025, las energías renovables cubrieron el 40,21 % de la demanda eléctrica nacional, consolidando su aporte estructural a la matriz energética argentina. Esto significa que, de cada 10 MWh consumidos en el país, 4 MWh fueron abastecidos con energía renovable, describió la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables al dar a conocer los principales indicadores de generación renovable de 2025, en base a datos oficiales de CAMMESA.
En ese contexto, los socios de la CEA registraron 16.284 GWh, equivalente al 68,8 % de la generación nacional eólica y solar, y por décimo año consecutivo mantuvieron un rol protagónico en el desarrollo del sector, reafirmando el liderazgo de la Cámara como espacio representativo del sector y su cadena de valor en Argentina, se indicó.
En 2025, la generación renovable alcanzó un total de 56.799 GWh. Asimismo, la demanda total de energía eléctrica alcanzó 141.249,245 GWh y la generación renovable permitió cubrir el 40,21 % de dicha demanda.
En cuanto a la composición tecnológica de la matriz renovable 2025, el aporte se explicó principalmente por:
● 52,2 % Hidro > 50 MW
● 2,5 % Hidro < 50 MW (Pequeños aprovechamientos hidráulicos)
● 33,4 % Eólica
● 9,2 % Solar
● 2,8 % Bioenergías (Biomasa + Biogás)
En paralelo, el desempeño del sector energético continuó consolidándose como motor de la actividad económica y del comercio exterior. Según destacó el Ministerio de Economía, 2025 marcó un récord histórico del saldo comercial energético, con el superávit de U$S 7.815 millones, y exportaciones también récord por U$S 11.086 millones.
Cabe señalar que del superávit comercial energético superior a los siete mil millones de dólares, aproximadamente un 20 % se explica por el desplazamiento de generación térmica basada en gasoil y fuel oil hacia energías renovables no convencionales.
Si bien el saldo comercial positivo está fuertemente asociado al crecimiento de Vaca Muerta, resulta relevante destacar que el sector de las energías renovables también ha contribuido de manera significativa a este resultado, particularmente a través de la reducción de importaciones de combustibles líquidos para la generación de electricidad.
Durante 2025, el sector renovable también avanzó en la consolidación de su crecimiento mediante el ingreso en operación de nueva capacidad instalada: se incorporaron 738 MW de nueva potencia renovable.
En particular, se registró la entrada en operación de nuevos proyectos solares, eólicos y de bioenergía en distintas provincias del país, mediante contratos MATER, RenovAR y RenMDI, entre otros esquemas.
Entre las incorporaciones del año se destacan desarrollos solares en Mendoza (Anchoris y Los Molles), Chaco (La Perla, Charata y Villa Ángela), Córdoba (Villa de María Río Seco) y Salta (Granja Solar San Carlos), así como proyectos eólicos en Buenos Aires (La Rinconada y Vientos Olavarría) y centrales de biomasa en Corrientes y Misiones.
La CEA destacó además el fortalecimiento de la cadena de valor renovable, integrada por desarrollo de proyectos, ingeniería, logística, proveedores técnicos e industriales, operación y mantenimiento, monitoreo y digitalización, con impacto directo en empleo calificado, inversión y desarrollo territorial.
De cara a 2026, la Cámara remarcó la importancia de sostener el crecimiento del sector con reglas previsibles, planificación de infraestructura eléctrica y fortalecimiento continuo de la cadena de valor local.
Acerca de CEA:
La CEA es una organización que representa a las empresas y actores clave en la generación y cadena de valor de las energías renovables en Argentina. Desde su creación, la CEA impulsa la transición energética del país, promoviendo el desarrollo de tecnologías limpias y colaborando en el diseño de políticas que apoyen un futuro sostenible.
Los organismos reguladores de servicios públicos de Salta, Jujuy y Tucumán elevaron una denuncia ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) contra la empresa Transnoa S.A. Las causas de la demanda son una serie de fallas críticas en el sistema de transporte que afectaron a cerca de un millón de usuarios la tercera semana de enero.
La presentación está dirigida al interventor del organismo nacional, Néstor Lamboglia. En la misma se solicita la apertura de un proceso sancionatorio, una auditoría de activos y la exigencia de un plan de contingencia inmediato frente a lo que consideran una vulneración sistemática de los parámetros de calidad del servicio.
Los firmantes del reclamo, al que tuvo acceso EconoJournal, son el presidente del Ente Regulador de Servicios Públicos (ENRESP) de Salta, Carlos Saravia; y el interventor del Ente Único de Control y Regulación de Servicios Públicos de Tucumán (ERSEPT), José Ascarate. También firman el Secretario de Energía de Jujuy, Mario Pizarro, y el vocal de la Superintendencia de Servicios Públicos de la provincia, Leopoldo Montaño.
«Solicitamos de manera urgente se inicien los procesos sancionatorios y se impongan las penalidades correspondientes (…) por la falta de inversiones y la indisponibilidad de logística de operación y mantenimiento que permita atender las incidencias vinculadas con interrupción del servicio a su cargo en tiempos razonables y expeditivos», se destaca en el escrito.
La denuncia ante el ENRE se fundamenta en tres eventos de gran escala ocurridos entre el 22 y el 24 de enero de 2026 en las provincias del NOA. «Esos incidentes -a criterio de los funcionarios-, expusieron no solo fallas en la infraestructura, sino también una deficiente capacidad de respuesta operativa por parte de la licenciataria».
En la provincia de Jujuy, el incidente más grave se registró el 22 de enero, afectando a 750.000 usuarios. Según el informe técnico, se produjo una falla estructural en el sistema de alta tensión de 132kv en el tramo San Pedro-Ledesma, provocada por la rotura de aisladores. Las localidades afectadas fueron Libertador General San Martín, Fraile Pintado, Calilegua, Caimancito, Yuto, El Talar, San Pedro y Vinalito.
En la zona norte de Salta, 90.000 usuarios de los departamentos de Orán, San Martín y Rivadavia sufrieron el 23 de enero cortes que se prolongaron por más de cinco horas por una avería en la Estación Transformadora (ET) Libertador. El documento asegura que «la normalización del servicio sufrió demoras injustificadas por problemas de comunicación interna y al tiempo de desplazamiento de sus equipos técnicos».
Por último, en Tucumán, la interrupción del servicio del 23 de enero afectó a 60.000 usuarios en las localidades de Aguilares, Concepción y zonas aledañas. En este caso, la falla fue provocada por la caída de un árbol sobre una línea de alta tensión, un evento que los reguladores califican como evitable por el incumplimiento de las tareas de mantenimiento.
A partir de los casos recientes, el texto presenta una crítica estructural al modelo de gestión de la transportista. Los denunciantes sostienen que «la situación actual no es una consecuencia de la demanda estacional, sino de una desinversión sostenida en el tiempo«.
«La situación de desidia y abandono de la empresa Transnoa es tal que hoy pone en riesgo la provisión de agua potable y el funcionamiento de servicios de salud en toda la región«, explicita un fragmento del escrito. Las provincias denuncian que «la transportista opera al límite de la capacidad de sus equipos, muchos de los cuales habrían superado su vida útil técnica».
La presentación conjunta concluye con un petitorio de cinco puntos para la estabilización del nodo NOA. El primero de los reclamos es la realización de una auditoría integral del estado de mantenimiento de todas las líneas de alta tensión y estaciones transformadoras bajo jurisdicción de Transnoa en las tres provincias.
Los denunciantes exigen que el ENRE informe detalladamente las multas aplicadas entre 2019 y 2025. El documento sostiene que «durante la totalidad de los años que abarca este vínculo contractual nunca se le impuso sanción alguna», lo que habría generado un marco de impunidad operativa.
También se solicita la instalación de oficinas comerciales y de atención al público de la transportista en las provincias del NOA y la creación de un link de acceso directo para que los usuarios puedan formular reclamos por deficiencias en el transporte, una herramienta que hoy no existe.
Finalmente, se plantea la necesidad de obligar a la licenciataria a presentar un informe detallado de la infraestructura disponible en las provincias, y un plan de inversiones, con el detalle de un cronograma de renovación de activos y un esquema de contingencia para el resto del periodo estival.
, Ignacio Ortiz
Energía Estratégica elaboró un informe exclusivo sobre el panorama de las energías renovables y el almacenamiento en baterías en España. El relevamiento registra 50 nuevos proyectos ingresados en tramitación ambiental por un total de 2155,8 MW de nueva potencia ERNC y 485,9 MW BESS.
El informe está disponible de forma gratuita para todas aquellas personas interesadas e incluye análisis especializado y exclusivo, que ofrece datos, cartera de proyectos, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas, en un contexto donde el avance del sector es sostenido, aunque cada vez más condicionado por cuellos de botella regulatorios y de infraestructura.
Del total relevado, la fotovoltaica concentra el 79% de la potencia renovable tramitada, con 26 parques que suman 1698,5 MW. Mientras que la energía eólica, con una distribución geográfica más amplia pero de menor tamaño individual, aporta 457,3 MW en 9 proyectos.
Por su parte, el almacenamiento energético da señales claras de consolidación con 12 proyectos de sistemas BESS que suman 485,9 MW, confirmando su rol estratégico en la arquitectura eléctrica futura.
Los desarrollos solares destacan por su escala, superando en varios casos los 150 MW de capacidad individual. Muchos de ellos integran sistemas híbridos con almacenamiento, una tendencia que se vuelve norma para mitigar riesgos de canibalización de precios, optimizar puntos de conexión y mejorar la eficiencia operativa.
Este dinamismo se enmarca en un país que, según datos oficiales, incorporó más de 8,8 GW de nueva capacidad renovable en 2025, de los cuales un 88% fue solar fotovoltaica. La cifra refleja tanto la madurez del mercado como el empuje de una política energética que busca cumplir los objetivos del PNIEC revisado, el cual establece 22 GW de almacenamiento operativo para 2030.
Otro aspecto clave resulta en que Energía Estratégica identificó a los principales players del mercado, entre los que se encuentran Iberdrola, Acciona, Naturgy, Endesa (Enel Green Power), Forestalia e Ignis.
Dichas firmas están reconfigurando sus portafolios hacia proyectos híbridos y soluciones de almacenamiento stand-alone, con casi 60 GW de potencia instalada, en construcción o fase de desarrollo que forman parte de amplios objetivos globales hacia las energías verdes.
Incentivos, barreras y oportunidades: la otra cara del mercado
El reporte también destaca el papel que están jugando los incentivos públicos para sostener el ritmo inversor, con énfasis en el programa FEDER del IDAE, que ya adjudicó 818 millones de euros en ayudas no reembolsables a 126 proyectos de almacenamiento..
Además, el sector está expectante del lanzamiento del mercado de capacidad, cuya primera subasta podría celebrarse en el primer semestre de 2026, en caso de contar con la aprobación de la Comisión Europea. Esta herramienta será clave para generar ingresos estables a largo plazo para proyectos de almacenamiento y generación firme.
Sin embargo, el informe de Energía Estratégica no elude los desafíos, ya que uno de los grandes cuellos de botella están vinculado a la permisología (puede demorar entre 18 y 24 meses) y la saturación de más del 80% de los nudos de la red, lo que limita las nuevas conexiones y obliga a reconfigurar modelos de negocio hacia estructuras híbridas.
Por otro lado, se abre una nueva frontera energética en los centros de datos, donde ya se han otorgado 12 GW de potencia eléctrica, aunque se espera que solo entre 2 y 3 GW se concreten al 2030. Empresas como Forestalia, Iberdrola y Go Energy lideran acuerdos con operadores como Microsoft, Amazon, Google y Data4, integrando generación renovable, PPAs a largo plazo y soluciones de almacenamiento.
En conclusión, el informe de Energía Estratégica expone una transición energética en marcha, con tecnologías maduras, actores consolidados y un ecosistema de inversión activo pero exigente, donde el almacenamiento y la hibridación se convierten en los pilares clave para la viabilidad futura de los proyectos renovables en España.
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!
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México atraviesa un momento clave en la transformación de su infraestructura energética y tecnológica. La expansión de servicios digitales y la irrupción de la inteligencia artificial están impulsando una carrera por instalar centros de procesamiento a gran escala, cuya operación requerirá hasta 1,5 gigavatios (GW) de energía exclusivamente para centros de datos hacia 2030. El fenómeno promete movilizar más de 18.000 millones de dólares en inversiones en los próximos cinco años, redefiniendo el equilibrio entre demanda eléctrica, sostenibilidad y competitividad regional.
Desde la Asociación Mexicana de Data Centers (MEXDC) advierten que esta evolución solo será viable si se fortalecen las redes de transmisión eléctrica y la disponibilidad energética.
“El país necesita construir la infraestructura de conectividad y suministro con anticipación, o se perderá una oportunidad estratégica para el desarrollo económico y tecnológico”, señalan.
Actualmente, México cuenta con 250 MW en operación y 74 MW en construcción, cifras que apenas representan una fracción de lo que se necesitará hacia el final de la década. La MEXDC estima que para 2030, la potencia total deberá multiplicarse por seis para acompañar la evolución de la infraestructura crítica.
“El reto no es solo energético, también es regulatorio, logístico y ambiental”, destacan desde la asociación.
En cuanto a distribución geográfica, México concentra actualmente 14 centros de datos en operación, según el relevamiento de Data Center Map.
Querétaro se posiciona como el epicentro de este ecosistema emergente. De acuerdo con cifras oficiales, la demanda de energía asociada a este tipo de instalaciones ya supera los 200 megavatios (MW), lo que ha impulsado un despliegue acelerado de parques industriales orientados a albergar infraestructura digital.
“La presión sobre la red energética es constante, por eso trabajamos en ampliar la capacidad de suministro”, manifiestan desde la Secretaría de Desarrollo Sustentable de Querétaro.
Además, el fenómeno se expande con rapidez hacia regiones como Nuevo León y Jalisco, donde convergen condiciones favorables como conectividad, disponibilidad de suelo y cercanía a nodos industriales.
El despliegue incluye a Microsoft, Google, Amazon, KIO, ODATA/Aligned, Equinix y Ascenty, que ya tienen proyectos activos o en planificación. La escala de estos actores no solo impulsa el crecimiento del sector, sino que introduce nuevos estándares de eficiencia energética y exigencias en materia de sostenibilidad, que presionan al sistema eléctrico mexicano a evolucionar.
En este contexto, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ejecuta obras para reforzar el abastecimiento eléctrico en el Bajío. El objetivo es acompañar la creciente necesidad de potencia derivada de servicios en la nube, inteligencia artificial y edge computing. Desde la empresa estatal confirman que se trata de un movimiento estratégico para consolidar a México como un hub digital regional.
Algunas compañías ya avanzan con proyectos de alto impacto. Scala Data Centers, por ejemplo, anunció una inversión de 80 millones de dólares para construir su primer campus en el país. Ubicado en Querétaro, el nuevo centro contará con una capacidad inicial de 5 MW, escalable a 28 MW, y funcionará 100% con energía renovable certificada.
“Es el primero de varios pasos en nuestra estrategia de expansión sostenible en América Latina”, afirman desde la compañía.
El compromiso ambiental se vuelve central a medida que aumenta el consumo eléctrico. Muchas de las empresas del sector, que previamente prometieron operar con energía verde antes de 2025, enfrentan ahora el desafío de cumplir esa meta en medio de una demanda creciente. El riesgo, advierten algunos analistas, es que la expansión digital termine acelerando el uso de fuentes fósiles si no se garantiza la disponibilidad renovable en tiempo y forma.
Cabe recordar que recientemente el Gobierno mexicano lanzó una convocatoria para actores privados, en la que se adjudicaron más de 3,3 GW de nueva capacidad renovable junto con 1.257 MW en sistemas de almacenamiento (BESS).
Estos proyectos, promovidos por empresas globales como Iberdrola, Sunstone Power —financiada por Copenhagen Infrastructure Partners— y Dhamma Energy, aportarán respaldo al sistema eléctrico en momentos de alta exigencia, como los que generan los centros de datos hiperescala.
Desde el sector público, la CFE también avanza con un plan de expansión que incluye más de 1.500 MW nuevos en generación renovable y almacenamiento, con inversiones superiores a los 29.000 millones de pesos mexicanos.
Entre los proyectos estratégicos se destaca la ampliación del complejo solar de Puerto Peñasco, que alcanzará 1 GW con respaldo en baterías, y nuevos desarrollos híbridos en estados como Coahuila. Además, la empresa estatal tiene 66 proyectos de transmisión calendarizados para el bienio 2025–2026, con el fin de garantizar estabilidad y cobertura en regiones de alta demanda tecnológica.
“La oportunidad está sobre la mesa, pero requiere acción inmediata”, enfatizan desde MEXDC.
La combinación de demanda energética acelerada, inversiones millonarias y presión por descarbonizar plantea un escenario inédito para México: ¿podrá el país traducir esta expansión digital en un motor para acelerar su transición hacia energías renovables?
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Durante el año 2025, el sistema eléctrico dominicano vertió un total de 189.057 megavatios hora de energía renovable no convencional, principalmente solar. Esta cifra representó una pérdida económica estimada en 30,25 millones de dólares, o más de 1.935 millones de pesos dominicanos, según un análisis elaborado por AABI Group.
El documento explicó que se trató de energía limpia disponible, que no pudo ser aprovechada por limitaciones técnicas del sistema. Este fenómeno, conocido como curtailment, se consolidó como una de las principales barreras para el aprovechamiento pleno de las renovables en el país.
Uno de los eventos más críticos ocurrió el 25 de diciembre de 2025, cuando se identificó un vertimiento superior a los 1.000 megavatios solares durante el día. Situaciones similares se repitieron el 18 de enero de 2026, con generación solar excedente que no pudo ser inyectada por la operación paralela de centrales térmicas e hidroeléctricas.
AABI Group sostuvo que la infraestructura actual no permite absorber la creciente participación de renovables. “El sistema necesita herramientas de gestión de demanda, almacenamiento y despacho más dinámico si se quiere integrar más energías renovables sin desperdicio”, señaló en su análisis.
Frente a este panorama, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) propuso implementar sistemas de almacenamiento en baterías tipo standalone BESS, que permitirían capturar la energía renovable no utilizada y liberarla en momentos de mayor demanda.
En el análisis se indicó que “los BESS son fundamentales para reducir el vertimiento y mejorar la eficiencia del sistema eléctrico dominicano”. Además, se planteó que su instalación debe comenzar por las zonas con mayor concentración de proyectos solares.
En términos regulatorios, se mencionó que se están dando pasos para habilitar esta tecnología, aunque su despliegue aún no se concretó. Mientras tanto, el fenómeno del vertimiento mostró un comportamiento creciente a lo largo del año. Octubre, noviembre y diciembre fueron los meses más críticos, con más de 20.000 MWh vertidos cada uno.
El documento advirtió que la tendencia se volvió estructural desde mediados de 2025, en paralelo al ingreso de nueva capacidad renovable sin expansión equivalente en infraestructura de respaldo.
Además del impacto técnico, las pérdidas representan un problema económico para los inversionistas. Según el informe, cada megavatio hora no inyectado implica energía no vendida, afectando ingresos y señales de mercado. También advirtió que “la ventana de oportunidad para corregir esto es corta: si no se implementan medidas en 2026, el vertimiento podría duplicarse con la entrada de nuevos proyectos”.
Concluyó que el almacenamiento, junto con cambios en la planificación operativa y la normativa, es indispensable para evitar que la transición energética dominicana pierda eficiencia y atractivo para nuevas inversiones.
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Con una estrategia de expansión progresiva, TCL Solar se propone consolidar su posicionamiento en América Latina durante los próximos años. El plan no busca una presencia homogénea en toda la región, sino un avance calibrado según la madurez de cada mercado, las condiciones regulatorias y el potencial de desarrollo local.
El objetivo central de esta hoja de ruta es convertir a la marca en un socio tecnológico confiable, con soluciones adaptadas a cada entorno, una propuesta de valor robusta y visión estratégica.
“Llevamos adelante un crecimiento ordenado y alineado con cada mercado, acompañando el desarrollo con tecnología de calidad y relaciones duraderas”, sostuvo María Urrea, Country Manager Cono Sur LATAM de TCL Solar, en entrevista con Energía Estratégica.
El portafolio actual de la empresa incluye tecnologías avanzadas como Back-Contact (BC), tipo N de media celda, y una solución propia basada en tecnología shingle, que mejora el rendimiento energético de los proyectos y favorece el LCOE.
Estas soluciones permiten responder a distintas exigencias del mercado latinoamericano: alta eficiencia, confiabilidad operativa y costos competitivos, en un contexto donde las condiciones climáticas y la presión por resultados robustos requieren máxima adaptabilidad.
Urrea explicó que estas tecnologías permiten a la compañía “optimizar el desempeño en distintas condiciones, reducir riesgos técnicos y aportar a un menor costo nivelado de la energía”, una fórmula clave en los segmentos utility scale, comercial e industrial.
América Latina ha cobrado una relevancia creciente dentro del mapa global de TCL Solar. Sus altos niveles de demanda, diversidad de marcos normativos y necesidad de soluciones energéticas sostenibles hacen que la región sea ideal para profundizar alianzas y adaptar el modelo de negocio.
Lejos de aplicar una estrategia única, la empresa evalúa país por país, considerando variables como bancabilidad de proyectos, licitaciones activas, capacidad técnica instalada y entorno macroeconómico.
Con ese enfoque, TCL Solar espera que la región adquiera un mayor protagonismo hacia 2026, no solo en volumen de proyectos, sino también como plataforma estratégica para desarrollar soluciones híbridas y modelos operativos de largo plazo.
En ese marco, el almacenamiento de energía aparece como un eje de transformación clave. La integración de baterías a proyectos solares responde a una demanda estructural de mayor flexibilidad, estabilidad de red y eficiencia operativa. “Todo indica que 2026 puede marcar un punto de inflexión en la incorporación de almacenamiento en proyectos solares”, anticipó Urrea. La compañía ya se prepara con soluciones integradas, consciente de que los modelos híbridos ganarán relevancia en licitaciones y contratos.
Sin embargo, para que este tipo de soluciones escalen, será necesario que los marcos regulatorios avancen con mayor previsibilidad.
Urrea subrayó que “es fundamental que existan reglas claras de largo plazo, especialmente en esquemas de contratación, acceso a la red y reconocimiento del almacenamiento”. La institucionalidad y coherencia de las políticas públicas serán determinantes para atraer capital, reducir riesgos y mejorar la bancabilidad.
Junto con estos desafíos estructurales, la región enfrenta obstáculos vinculados al acceso al financiamiento y a ciertas limitaciones de infraestructura. TCL Solar responde a este contexto con una estrategia que prioriza la calidad de producto, soporte técnico desde el diseño hasta la operación y un respaldo corporativo sólido que ofrece confianza a largo plazo.
En licitaciones, la empresa se posiciona como un aliado estratégico que entiende las exigencias técnicas y financieras del proceso.
El diferencial está en una oferta competitiva respaldada por tecnología confiable, soporte local especializado y solidez financiera, factores que se vuelven críticos en un entorno donde los precios ya no son el único factor decisivo.
Con esta hoja de ruta, TCL Solar refuerza su apuesta por América Latina como eje de expansión. En 2026, la expectativa es consolidar un modelo de presencia regional adaptado, con foco en soluciones eficientes y alianzas duraderas que impulsen la transición energética en mercados clave.
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DLS, uno de los principales proveedores de equipos de torre para la industria petrolera, transfirió sus activos en la cuenca del Golfo San Jorge a un consorcio de empresarios encabezado por Pablo Pires, titular de compañías de logístico y otros servicios de transporte como SGA y Vientos del Sur, e integrado también por Diego Trabucco y Javier Basso, ex propietarios de Aconcagua Energía, una petrolera independiente que el año pasado fue adquirida por Tango Energy después de defaultear sus obligaciones financieras en el mercado local.
La venta, que será aprobada formalmente este viernes en Oslo, dado que DLS es controlada por el grupo Archer que está fondeado en Noruega, contempla la cesión de 22 equipos de pulling y workover ubicados en Chubut y Santa Cruz.
El cambio de manos cuenta con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila y de sus principales alfiles en la conducción del sindicato de petroleros privados de Chubut. El aval del líder gremial es clave para viabilizar el redimensionamiento (resizing) del personal empleado por DLS, que hoy ronda los 740 operarios.
Es un esquema similar al que se instrumentó cuando Pecom adquirió los yacimientos de YPF El Trébol y Campamento Central a principios de 2025. En ese momento, Pires —junto con Leonardo Pichintiniz, titular de Copesa, otra empresa de servicios— crearon la firma Nacidos con YPF (NCY) para depurar, con el respaldo del sindicato petrolero, el universo de proveedores heredado de la petrolera bajo control estatal en esos bloques.
En los últimos meses, Pires se distanció de Pichintiniz y se retiró de NCY. Ahora vuelve a cobrar protagonismo con esta adquisición de los equipos de pulling y WO en Chubut. Pichintiniz, por su parte, también expande su posicionamiento como empresario petrolero: acaba de firmar con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, un acuerdo para operar el área Restinga Alí, un campo que YPF le revirtió la Petrominera, la empresa provincial de energía.
DLS concentrará su actividad en Neuquén, donde es uno de los principales proveedores de unidades de perforación de 7500 HHP en Vaca Muerta. De hecho, a mediados de este mes DLS firmó con la firma norteamericana Patterson-UTI para sumar dos equipos de drilling de última generación al play no convencional de la cuenca Neuquina.
La venta de los activos del Golfo de DLS es un emergente más de la profunda metamorfosis que atraviesa la cuenca con epicentro en Comodoro Rivadavia —la localidad donde se descubrió petróleo en la Argentina en 1907— en los últimos años. Replica, en los hechos, la decisión que antes tomaron otras empresas de servicios internacionales como Weatherford, Baker Hughes, Halliburton y Schlumberger.
La salida de YPF de Chubut y Santa Cruz catalizó aún más esa tendencia. A principios de enero, la petrolera que conduce Horacio Marín oficializó la venta de Manantiales Behr, el último campo que conservaba en Chubut, a Limay Energía, una firma controlada por Rovella Capital, del empresario de la construcción Mario Rovella.
, Redaccion EconoJournal
La Procuración del Tesoro presentó un escrito ante la jueza de Nueva York, Loretta Preska, en el que solicitó formalmente la suspensión inmediata del proceso de búsqueda de activos (discovery) y el pedido de desacato hasta que la Cámara de Apelaciones del Segundo Distrito de Nueva York resuelva sobre el fallo que obliga al Estado Argentino a pagar US$ 16.100 millones más intereses por la expropiación de YPF concretada en 2012.
De este modo, busca ponerle freno a la estrategia del fondo Burford que viene presionando por distintas vías y espera que Preska declare al país en desacato en una audiencia prevista para fin de marzo, lo que podría complicar la vuelta a los mercados internacionales de deuda que busca el gobierno de la mano de la baja del riesgo país. El objetivo de fondo de Burford es simple: forzar a la Argentina a negociar.
“El hostigamiento sistemático contra un Estado soberano y aliado de los Estados Unidos, mediante pedidos de discovery intrusivos, desproporcionados y desvinculados de la búsqueda de activos ejecutables constituye una afectación directa a la soberanía argentina y a las relaciones internacionales”, aseguró la Procuración a través de un comunicado.
Como si fuera una simultanea de ajedrez, la disputa con el fondo estadounidense se está llevando adelante en diversos tableros al mismo tiempo.
Preska dictaminó el 15 de septiembre de 2023 que el Estado argentino le debe pagar 16.100 millones de dólares más intereses a los fondos Burford y Eton Park por la expropiación de YPF. A diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele, salvo que el demandado solicite un stay. Normalmente, para ello debe presentar una garantía que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.
La Argentina apeló, pero no puso ninguna garantía y en enero de 2024 la magistrada habilitó a Burford a avanzar con la ejecución del fallo. Es decir, permitir la búsqueda de activos (discovery) del Estado argentino que pudieran ser embargables. De este modo, mientras la Cámara analiza el fallo de Preska –en octubre se realizó una audiencia que ilusionó al gobierno con la posibilidad de una resolución favorables—la jueza ha ido tomando distintas acciones para tratar de forzar a Argentina a pagar.
En enero de 2025, ante la resistencia parcial del país y el tiempo transcurrido sin colaboración, Preska firmó una orden judicial, donde obligó expresamente a Argentina a entregar información detallada sobre reservas de oro del Banco Central, cuentas bancarias diplomáticas, consulares y estatales y otros activos embargables.
Puso plazo hasta el 28 de febrero de 2025 para entregar la información, bajo apercibimiento de sanciones o medidas más duras. La Argentina no cumplió con ese plazo y en julio del año pasado Preska emitió una orden directa para que el Estado transfiriera el 51% de YPF dentro de 14 días al Bank of New York Mellon, como pago parcial por el fallo de US$ 16.100 millones.
Argentina apeló ese fallo y obtuvo un stay por parte de la cámara, pero el proceso de discovery para demostrar que ciertas compañías son alter ego del Estado argentino siguió su curso. Burford le apunta particularmente al Banco Central, YPF, Enarsa, Banco Nación y Aerolíneas Argentinas.
Para comprobar ese vínculo, Preska determinó el 29 de julio del año pasado que el país debía entregar las comunicaciones oficiales (chats y mails) realizadas en dispositivos personales de funcionarios de esta administración y la anterior.
Entre los funcionarios alcanzados por la orden judicial se encuentran el actual ministro de Economía, Luis Caputo, y su antecesor, Sergio Massa; el canciller Pablo Quirno; el exsecretario de Industria, José Ignacio de Mendiguren; el exdirector de Aduanas, Guillermo Michel, y el ex secretario de Política Económica, Gabriel Rubinstein.
A su vez, Burford viene presionando para que Argentina informe donde están las reservas de oro del Banco Central ya que las considera un activo potencialmente embargable.
La Procuración sostiene en su escrito que “la República ha presentado todo lo que podría razonablemente conducir a la identificación de sus activos ejecutables, con un total de más de 115.000 páginas”, pero argumento que “los demandantes están redoblando sus solicitudes de una realización de pruebas cada vez más intrusiva e irrelevante”.
“Los demandantes ahora buscan información sobre los activos del Banco Central Argentino, que no está sujeto a la jurisdicción de este tribunal, no tiene activos ejecutables y que el Segundo Circuito ya ha declarado que no es un alter ego de la República”, agregó.
Del lado de Burford argumentan que Argentina no cumplió con la presentación de toda la información solicitada y que lo único que busca es demorar el cumplimiento del fallo, lo que justifica sanciones adicionales. Por eso han solicitado que se declare a Argentina en desacato.
Luego de las audiencias probatorias del 23 y 24 de marzo Preska quedará habilitada para resolver sobre ese punto y eso es lo que busca evitar el gobierno argentino, sobre todo por el daño que podría generar en la estrategia destinada a concretar la vuelta a los mercados internacionales de deuda.
, Fernando Krakowiak
Con temperaturas mayores a los niveles históricos del mes, diciembre último registró un ascenso en la demanda de energía eléctrica del 13,6 % i.a., al alcanzar los 13.075,4 GWh a nivel nacional, con subas en los consumos residencial, comercial e industrial a nivel nacional.
El acumulado de 2025 significó un ascenso en la demanda de electricidad de apenas 0,7 por ciento contra 2024, indicó la Fundación Fundelec, entidad que comunicó el cese de estos informes en todo el 2026. Tales informes tomaban en cuenta datos oficiales publicados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista de Electricidad, CAMMESA.
Las distribuidoras de electricidad en Capital y el GBA tuvieron una suba i.a. del 25 % en la demanda en el último mes del año.
LOS DATOS DE DICIEMBRE 2025
En diciembre de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 13.075,4 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.505,4 GWh. La comparación interanual evidencia entonces el ascenso de 13,6 por ciento ya referido. La Potencia instalada es de 44.177 MW.
El consumo nominal de este mes ocupa el sexto lugar a nivel histórico, registro liderado por los meses de marzo de 2023 (13.996,3 GWh), y enero de 2024 (13.606,2 GWh).
En diciembre, se dió un crecimiento intermensual del 22,1 %, respecto de noviembre de 2025, cuando alcanzó los 10.712,3 GWh, uno de los cuatro meses con menor consumo en el año pasado.
Además, se registró una potencia máxima de 27.891 MW, el 30 diciembre de 2025 a las 15:32, lejos del récord histórico de 30.257 MW, registrado en febrero de 2025.
En cuanto a la demanda residencial de diciembre, alcanzó el 50 % del total país con una suba de 7 % respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial ascendió apenas 0,8 %, siendo un 26 % del consumo total. Y la demanda industrial fue el 24 %, con una suba en el mes del orden del 5 %, aproximadamente.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2025): 7 meses de baja (marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio, -2,5 %; agosto, -3,7 %; octubre, -0,9 %; y noviembre de 2025, -3,2 %), y 5 meses de suba (enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio, 13 %; septiembre, 3,9 %; y diciembre de 2025, 13,6 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 0,7 por ciento.
Los registros muestran que el consumo de enero de 2025 llegó a los 13.606,2 GWh; febrero, 12.911,7 GWh; marzo, 11.652,2 GWh; abril, 9.823,1 GWh; mayo, 10.945,4 GWh; junio, 12.685,3 GWh; julio, 12.902,1 GWh; agosto, 11.719,3 GWh; septiembre, 10.633,5 GWh; octubre, 10.585,1 GWh; noviembre, 10.712,3 GWh; y, por último, diciembre de 2024 alcanzó los 13.075,4 GWh.
DATOS DE TODO EL 2025
En base a datos aun provisorios, durante 2025, la demanda neta total del MEM fue de 141,2 TWh; mientras que, en el 2024, había sido de 140,2 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 0,7 por ciento.
En cuanto a la desagregación por tipo de usuario, el consumo residencial representó 46,9 % y creció 1,5 % en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 27,3 % y subió 0,1 %. Por último, el consumo industrial llegó al 25,8 % y ascendió 0,6 por ciento.
CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en diciembre fueron 24 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: EDELAP (22 %), Entre Ríos (17 %), La Pampa , EDEN y Santa Fe (17 %), EDES (14 %), Córdoba (13 %), Formosa y EDEA (12 %), Chaco y Santa Cruz (10 %), Neuquén (9 %), Corrientes (8 %), Río Negro, Salta y Santiago del Estero (7 %), Jujuy y San Juan (4 %), Tucumán (3 %), Catamarca y Chubut (2 %), San Luis (1 %).
Por su parte, 2 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: La Rioja (-6 %) y Misiones (-1 %). En tanto, Mendoza mantuvo un consumo similar al de diciembre del año anterior.
En el detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones en diciembre fueron las siguientes:
CUYO -San Juan y Mendoza- ascendió el consumo 1,1 %.
PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo creció 3 %.
NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- subió la demanda 3,2 %.
NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un ascenso de 7,4 %.
LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– aumentó el consumo 9,2 %.
COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- tuvo un crecimiento de 10 % respecto a diciembre de 2024.
CENTRO -Córdoba y San Luis- el alza i.a. en la demanda de diciembre fue de 11,9 %.
BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un 16 %.
METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo una suba i.a. en el consumo de 25 %.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron el 33 % de la demanda total país registraron un ascenso conjunto de 25 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 24,6 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda ascendió 25,5 por ciento.
TEMPERATURAS
Observando las temperaturas, el mes de diciembre de 2025 fue más caluroso en comparación con diciembre de 2024. La temperatura media fue de 25.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.6 °C, y la histórica es de 23.1 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica).
En diciembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.562 GWh, lo que representó una variación del -21 % respecto a 2024.
Por su parte, la potencia instalada es de 44.177 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y el 39 % es de origen renovable (alternativa e hidráulica). Con un despacho térmico mayor en diciembre 2025 (29,2 % más con relación al mismo mes del año anterior), el consumo medio de combustibles para generar terminó siendo mayor también (26 % más en conjunto si se compara con diciembre 2024) siendo más del 99 % gas natural de origen nacional.
En el año 2025 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 52,21 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron para cubrir el 18,86 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 7,47 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 18,49 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 2,97 % de cobertura de la demanda total, describió Fundelec.
El gobierno lanzará una nueva licitación para instalar almacenamiento de baterías de energía eléctrica en todo el país. Según pudo conocer EconoJournal de distintas fuentes oficiales y privadas, los pliegos de AlmaSADI -tal como se llamará la nueva compulsa- ya están listos y Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), los dará a conocer a mediados de febrero.
El año pasado el gobierno impulsó AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), con el objetivo de reforzar las áreas de Edenor y Edesur en el AMBA mediante la instalación de unidades de almacenamiento por 713 MW.
La nueva compulsa será para instalar unidades de almacenamiento de energía por 700 megawatts (MW), según confirmaron a EconoJournal distintas fuentes. El contrato será por un período de abastecimiento de 15 años, al igual que AlmaGBA. La intención del gobierno es reforzar algunos nodos que están saturados y operan en estado crítico en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
En particular, la licitación tiene previsto que la mayoría de las baterías se instale en nodos saturados de las regiones conectadas a líneas de alta tensión de 132 kV, sobre todo para reforzar el NOA, NEA y algunas zonas de la Patagonia. El diseño y los detalles de la licitación están en manos de técnicos y directivos de la Secretaría de Energía y de Cammesa.
Las baterías de almacenamiento ayudan a cubrir los picos de consumo y podrían tener un rol clave en los apagones masivos por fallas en las redes de trasmisión y distribución eléctrica, como las que ocurrieron el 31 de diciembre en el área de Edesur y el del 15 de enero en Edenor, que dejaron a un millón de usuarios sin electricidad en ambas ocasiones.
Una diferencia entre la nueva licitación para instalar baterías y la de 2025 es que AlmaGBA tuvo un mecanismo de contractualización entre las empresas generadoras adjudicatarias las distribuidoras Edenor y Edesur. Cammesa actuó como garante de última instancia.
Es decir, la compañía encargada del despacho eléctrico no es el comprador único de energía de las baterías, como ocurrió en los últimos 20 años con contratos como el RenovAr y de las resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017. Este rol de Cammesa va en línea con la reforma eléctrica que impulsa el gobierno para que los contratos se firmen entre privados.
Con la nueva licitación AlmaSADI el escenario técnico es más complejo porque no es posible ‘calzar’ los proyectos de almacenamiento en una distribuidora provincial en particular y porque, además, en el interior del país no existe una homogeneidad en el riesgo crediticio que permita la contractualización entre privados. Por eso, se avanza con la idea de que Cammesa pueda oficiar como offtaker (comprador de energía).
Después de AlmaGBA del año pasado, AlmaSADI sería la segunda licitación en la Argentina para instalar unidades de almacenaje de energía eléctrica. En la región, países como Chile y Brasil también están avanzando en el mismo sentido.
El almacenaje de energía es una tecnología que comenzó a utilizarse recientemente en el mundo y permite la instalación en un período de entre 12 y 18 meses de potencia almacenada en baterías, menos de los dos años que demanda aproximadamente construir una nueva central de generación.
En la licitación AlmaGBA se adjudicaron 12 proyectos por 713 MW exclusivamente en las redes de Edenor y Edesur para reforzar el sistema del AMBA. El precio promedio de adjudicación fue de 11.619 US$/MW por mes.
, Roberto Bellato
“Si el capitalista, el exitoso, es un benefactor social por servir al prójimo con bienes de mejor calidad a un menor precio, aquellos que tienen productos más caros y de peor calidad no son dignos del favor del mercado. Y si quieren hacerlo por la fuerza, haciendo negocios turbios con el Estado, deben desaparecer o ir a la quiebra”. Esta fue una de varias referencias indirectas a Paolo Rocca, líder del Grupo Techint, que hizo el presidente Javier Milei el martes en el marco de su presentación en el Derecha Fest de Mar del Plata.
En su discurso, Milei decidió escalar aún más el enfrentamiento abierto en los últimos días entre el gobierno y el Grupo que encabeza Paolo Rocca por la licitación que perdió Tenaris (la siderúrgica del holding que compitió en el proceso) para proveer los caños para la construcción del gasoducto del consorcio Southern Energy (SESA) para exportar Gas Natural Licuado (GNL) desde las costas de Río Negro. El contrato finalmente fue adjudicado a la india Welspun.
En un discurso de 34 minutos, Milei se refirió en varias oportunidades -sin mencionarlo de manera directa- a Paolo Rocca. “Esta frase está inspirara en el empresario más importante en serio de la humanidad que es Elon Musk: ´la única forma de crecer es resolviéndole problemas al prójimo por los cuales el prójimo estaría dispuesto a retribuirnos con su dinero´, no usar los favores del Estado para cobrar precios más altos”, gritó Milei.
Inmediatamente después, el presidente también hizo un juego de palabras: “ustedes saben que el camino no siempre es uniforme y siempre se encuentran una piedra… una piedra (en alusión al apellido Rocca)”.
El primer funcionario en criticar al Grupo Techint fue Federico Sturzenegger, ministro de Desregulación y Transformación del Estado quien se refirió al tema a través de su cuenta de X. Si bien el arco político alzó su voz para expresarse sobre el cruce, hasta el momento, en el Ministerio de Economía se mantuvieron en silencio, aunque sí explicaron que intentaron acercar a las partes, tal como publicó EconoJournal.
De hecho, el titular del Palacio de Hacienda, Luis “Toto” Caputo, no se expresó públicamente sobre el tema. Tampoco se expresó públicamente la senadora Patricia Bulrrich, que en diciembre pasado había participado junto de un extenso panel junto a Paolo Rocca en el seminario Propymes de Techint, donde habló sobre la reforma laboral. En aquella oportunidad, Rocca había pedido una “apertura inteligente de la economía”.
Finalmente, fue el propio Milei quien se puso al frente de la postura pública del gobierno en torno al pliego que perdió Techint. En efecto, el presidente se refirió al tema el mismo día en que el holding anunció que evalúa la presentación de una denuncia por dumping contra la india Welspun para intentar frenar la asignación del contrato para el proyecto de GNL.
Desde la Casa Rosada, sin embargo, rápidamente dejaron trascender que ese proceso demoraría varios meses y que el proyecto de GNL de SESA iba a avanzar de todos modos.
El discurso de Milei se centró prácticamente en un único argumento, que fue la defensa del capitalismo, similar al que dio en Davos (Suiza) la semana pasada. Sin embargo, cuando dejaba de leer su discurso escrito e improvisaba, Milei continuó lanzando críticas indirectas al grupo Techint. Algo similar se replicaba en simultáneo en las redes sociales vinculadas al oficialismo.
“En la vereda de los zurdos y empresarios prebendarios está el robo, la envidia, está la pereza y el facilismo. Está el ventajismo y el resentimiento. Los valores sobre los que se sustenta la idea de pretender ser el dueño de lo ajeno para utilizarlo según nuestra propia voluntad”, disparó Milei.
Por último, el presidente explicó desde su visión “el principio de no agresión, bajo el cual la ética prohíbe la iniciación de fuerza o amenaza contra personas o propiedades de otro y, por ende, todo intercambio debe ser voluntario, debe ser voluntario (repitió). No tratar de utilizar puentes extraños para lograr lo que no se logró por mercado”.
, Roberto Bellato
El desarrollo de las formaciones shale como Permian, Eagle Ford, Bakken o Marcellus le permitió a EE.UU. pasar de ser uno de los mayores importadores de energía a ser uno de los mayores exportadores de hidrocarburos en un lapso de 15 años. Durante ese tiempo, las diferentes administraciones norteamericanas se posicionaron de distintas maneras respecto a las importaciones de insumos clave para los proyectos energéticos.
La derrota de la compañía Tenaris del Grupo Techint en la licitación para proveer de los tubos para el gasoducto en el proyecto para exportar GNL de Southern Energy y el rol de la india Welspun, ganadora de ese proceso, remonta a una situación similar que también tuvo como protagonista a la misma empresa asiática.
Fue durante la primera administración de Donald Trump (2017-2021) cuando una fuerte política arancelaria «antidumping» intentó evitar la competencia desleal para con los proveedores de acero de Estados Unidos. En este caso quedó envuelta la india Welspun a la que se le aplicaron aranceles del 50,55%, junto a otros productores y exportadores de acero.
Para el momento en el que Trump asumió su primera presidencia los números de las importaciones siderúrgicas para la industria petrolera encendían las alarmas. En 2017 un 77% de los ductos estadounidenses eran hechos con acero extranjero. Según una hoja informativa del Departamento de Comercio, los tubos soldados de gran diámetro procedentes de China habían representado para el país un monto de US$ 29,2 millones. Las importaciones de la India de ese mismo material eran 10 veces mayores llegando a los US$ 294,7 millones.
Si bien la cifra no resultaba tan grande teniendo en cuenta que en ese entonces el país importaba US$ 29.000 millones en acero, la India era el mayor exportador de tubos soldados de gran diámetro en 2017, y esas importaciones habían crecido un 209% en un solo año. Para contrarrestar esta situación, ese año el gobierno aplicó sanciones de antidumping por el acero a 34 países siendo China, Japón, Corea del Sur, Taiwán y la India los más perjudicados.
La medida causó un fuerte revuelo en ese entonces. La industria del shale se enfrentaba a un cuello de botella por la fuerte necesidad de ampliar sus redes de transporte. En paralelo, en 2016 Trump había prometido en su campaña electoral iniciar una revisión de la industria siderúrgica e imponer aranceles a productos importados si estos implicaban un riesgo a la seguridad nacional.
La revolución del shale que impulsaba la gestión Trump promovía la desrregulación del sector energético eliminando restricciones a las inversiones, pero a su vez, se apalancaba en que los productores locales tenían que competir en igualdad de condiciones.
Bajo la premisa de que el comercio internacional debía ser justo, la Asociación de Productores de Tubos (The American Line Pipe Producers Association o ALPPA), promovió una denuncia en contra de varios importadores de tuberías procedentes de Canadá, China, Grecia, India, Japón, Corea y Turquía.
En 2018, el Departamento de Comercio tomó su primera decisión en las investigaciones sobre derechos antidumping y derechos compensatorios de las importaciones de tubos soldados de gran diámetro procedentes de China e India tras una demanda firmada por seis compañías dedicadas a la provisión de tubos para la industria petrolera.
El fallo aseguró que esas tuberías se vendían a un valor menor al justo (dumping). Al mismo tiempo, la Comisión de Comercio Internacional (ITC) concluyó que esto causaba un daño material a la industria estadounidense. Como consecuencia, Welspun Trading Limited y Bhushan Steel -otra firma india- fueron obligadas a pagar una tasa de dumping del 50,55% y una de antisubsidio de 541%.
Las medidas no solo intentaban impedir el avance de la presencia del acero extranjero sino también que empresas como Welspun -que ya tenía su propia planta en Arkansas– dejaran de utilizar acero asiático para reemplazarlo por el norteamericano.
“En el comercio internacional si tirás de una cuerda se desenredará de maneras imprevistas”, decía en ese entonces la congresista de Dakota del Norte, Heidi Heitkamp, al afirmar que los mayores costos por las tarifas impuestas por Trump podrían aumentar el precio del petróleo estadounidense.
Tras los fallos de 2018 y 2019, petroleras como Shell, Chevron, Exxon, ConocoPhillips y otras compañías de midstream presentaron 21.000 solicitudes de exclusión de esas tasas al Departamento de Comercio de EE.UU, de las cuales 500 eran para tuberías. La tensión escaló entre los operadores de ductos y petroleras sobre cómo volcar esas diferencias de costos, mientras el gobierno rechazaba esos pedidos.
Si bien el debate no dejó de tener múltiples aristas en base a cómo mejorar la eficiencia o traducir esos costos, Estados Unidos se consolidó en ese entonces como el mayor productor mundial de petróleo alcanzando un récord histórico de 10,96 millones de barriles diarios.
En Argentina, en cambio, la discusión tomó otra forma con la postura del gobierno a favor de la apertura comercial. Ahora, la firma de Paolo Rocca buscará jugar una última carta en la Secretaría de Comercio con una denuncia antidumping para frenar el avance de su competidora india, aunque fuentes del gobierno indicaron que las chances reales de que ese planteo avance son bajas y en cualquier caso, demandarán un tiempo considerable.
, Laura Hevia
El Gobierno nacional avanzó con una modificación clave en el esquema de subsidios al gas natural al redefinir el mecanismo de traslado del precio del gas a los usuarios, en el marco de la implementación del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). La medida fue dispuesta mediante el Decreto 26/2026, publicado este jueves en el Boletín Oficial, y modifica un aspecto central del Plan Gas.Ar vigente.
El decreto introduce cambios en la forma en que el Estado absorbe parte del costo del gas natural con el objetivo declarado de evitar que el incremento estacional del consumo durante el invierno se vea agravado por la variación estacional de los precios. En concreto, se redefine el llamado “precio de traslado a la demanda”, habilitando al Estado a cubrir una porción del Precio Anual Uniforme del gas, incluso cuando ese valor resulte superior al precio de mercado surgido de las subastas.
Hasta ahora, el esquema del Plan Gas.Ar reconocía precios ajustados por factores estacionales, lo que implicaba mayores costos en los meses de invierno, cuando la demanda prioritaria —hogares y pequeños comercios— registra picos de consumo. Con la creación del SEF, el Gobierno optó por anualizar el costo del gas para el usuario final, de modo que el impacto del invierno se distribuya a lo largo de todo el año.
La modificación introducida por el decreto establece que la diferencia entre el Precio Anual Uniforme definido por la Secretaría de Energía y el precio de mercado ajustado por estacionalidad, sea positiva o negativa, quedará a cargo del Estado nacional. Esto implica que, en determinados meses, el Estado podrá compensar a los productores por encima del precio de mercado, mientras que en otros podrá deducir montos cuando el precio anualizado resulte inferior.
Desde el Ejecutivo sostienen que la medida no altera los derechos de los productores que participan del Plan Gas.Ar ni modifica el precio ofertado comprometido en las subastas, sino que ajusta el mecanismo de compensaciones para garantizar la continuidad de la cadena de pagos del sector y proteger a los usuarios de variaciones bruscas en las tarifas.
El decreto también instruye a la Secretaría de Energía a adecuar el régimen de cálculo de compensaciones previsto en el Plan Gas.Ar, reconociendo que el nuevo esquema puede generar saldos mensuales positivos o negativos para los productores a lo largo del año calendario.
La norma fue dictada como decreto de necesidad y urgencia y será remitida a la Comisión Bicameral Permanente del Congreso para su tratamiento, conforme lo establece la Ley 26.122. El Gobierno justificó su urgencia en la necesidad de implementar de manera inmediata el régimen de subsidios focalizados, que reemplaza al sistema anterior de subsidios generalizados.
La decisión se inscribe en el proceso de reordenamiento del sistema energético impulsado por la administración de Javier Milei, que combina la reducción de subsidios indiscriminados con mecanismos de contención tarifaria para los sectores considerados prioritarios, en un contexto de fuerte ajuste fiscal y redefinición del rol del Estado en la política energética.
Más de 10 empresas se disputan la construcción del gasoducto de Southern Energy (SESA), el consorcio liderado por Pan American Energy (PAE) e integrado por YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar que está construyendo el primer proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. Se trata del tendido del ducto de 480 kilómetros entre Neuquén y las costas de Río Negro. El proyecto contempla también la instalación de una planta compresora.
El objetivo se SESA es adjudicar la construcción de la obra a más tardar a principios de abril. La provisión de los caños estará a cargo de la empresa india Welspun, que se impuso por sobre la oferta de Tenaris, el único fabricante local de ese tipo de insumos que posee la Argentina.
El gasoducto extenderá desde la planta de Tratayén, en Neuquén, hasta la costa del Golfo San Matías en la provincia de Río Negro y se estructuró técnicamente en cuatro unidades independientes. Tres de los renglones de la licitación que lanzó Southern están destinados a los diferentes tramos de la traza del ducto y un cuarto renglón para la instalación de una planta compresora con una potencia de 45.000 HP.
Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, entre los principales candidatos a quedarse con la obra figuran Techint Ingeniería y Construcción y Sacde, las dos mayores constructoras del país que se presentaron como UTE al igual que en antecedentes recientes en grandes obras de transporte como el oleoducto del VMOS, la reversión del Gasoducto del Norte y el Gasoducto Perito Moreno (ex GNK). El consorcio presentó una oferta integral para adjudicarse la obra completa.
Otro de los jugadores de peso que están participando del concurso es el consorcio formado por Contreras Hermanos – Pumpco (EE.UU.) – Bonatti (Italia). Se trata de un consorcio formado por un socio local (Contreras Hermanos) con el respaldo internacional de Pumpco, la empresa de los hermanos Jorge y José Más -dueños del club Inter Miami, donde juega Lionel Messi- y la italiana Bonatti con fuerte experiencia en Chile con la construcción de plantas desalinizadoras de agua para desarrollos mineros.
Otro de los consorcios que están en carrera está integrado por Víctor Contreras y Sichim (Italia). Sería la primera vez que la empresa italiana operaría en Argentina en caso de imponerse en la licitación.
También presentó una oferta integral por toda la obra BTU, una constructora local controlada por la familia Mundin, hoy a cargo de Carlos Damián Mundin, de activa participación en las licitaciones de infraestructura energética nacional de los últimos años.
También presentaron ofertas OPS, una compañía neuquina propiedad de Carlos ‘Charly’ Perez, uno de los principales empresarios de Neuquén en los últimos tiempos diversificó su portafolio de activos con participaciones en medios de comunicación y crecimiento en el sector frutihortícola; Pecom, la constructora del grupo Perez Companc; las empresas brasileñas Conducto y Bueno Engenharia e IEB Construcciones, que adquirió la constructora Dycasa.
Por el momento se abrieron sólo los sobres técnicos de los participantes. La apertura de ofertas económicas está prevista para mediados de febrero, con vistas a adjudicar a los ganadores a fines de marzo o principios de abril.
La definición de los constructores del ducto ocurre semanas después de la adjudicación de la provisión de tubos fabricados por un consorcio de la India, con chapas producidas en China. Esta decisión marcó un cambio de tendencia en las contrataciones de suministros, que habitualmente se resolvían con proveedores locales.
El Grupo Techint, tras haber perdido la licitación para la provisión de caños, evalúa presentar una denuncia por dumping contra la firma india que resultó adjudicataria. Pero los plazos para resolver un planteo como este se extenderían por varios meses, por lo que en la práctica es poco factible poder frenar el avance del proyecto de SESA.
El grupo de la India fundado por Balkrishan Goenka, es un gigante que se posiciona en 50 países con el desarrollo de oleoductos, gasoductos, cañerías de agua, la construcción de autopistas y la exploración de hidrocarburos offshore y onshore.
La irrupción del holding asiático en el mercado local generó un fuerte impacto en la cadena de valor de la energía en la Argentina. Esta apertura a proveedores internacionales responde a una estrategia de optimización de costos que busca acelerar los plazos de ejecución de la obra, un factor crítico para el cumplimiento de los contratos de exportación de crudo que sustentan la viabilidad financiera del emprendimiento.
, Redacción EconoJournal
Future Energy Summit (FES) vuelve a Madrid para una nueva edición de FES Iberia Renewables & Storage, el encuentro que dará inicio al recorrido internacional 2026 de la gira de encuentros de profesionales del sector de las energías renovables.
La cita de FES Iberia será el 12 de febrero y reunirá a más de 50 líderes empresariales y funcionarios de alto nivel de Europa, consolidándose como uno de los espacios más influyentes para el análisis de tendencias y toma de decisiones estratégicas en materia de transición energética.
Uno de los paneles más esperados será “El futuro de los proyectos fotovoltaicos en España con el almacenamiento como aliado”, que contará con la participación de Ignis Energía, Yingli Solar, Huawei y Schletter, y que pondrá el foco en los nuevos esquemas de integración tecnológica, regulatoria y financiera que permiten optimizar la operación de plantas solares mediante soluciones BESS.
Ignis Energía, uno de los desarrolladores más activos del país, participará desde su visión de crecimiento en escala y diversificación de mercados. La compañía gestiona actualmente una cartera de más de 10 GW en España y 30 GW a nivel global, con proyectos distribuidos en Europa, América y Asia.
Desde la perspectiva tecnológica, Yingli Solar aportará su experiencia como fabricante de módulos fotovoltaicos de alto rendimiento. En la edición pasada del evento, la compañía presentó el Plateau Panda 3.0, un módulo con 750 W de potencia y 24,1 % de eficiencia, que permite reducir el CAPEX en un 1,5 % y el LCOE hasta en un 2,9 %.
Actualmente, su enfoque está puesto en la evolución de la tecnología N-Type TOPCon, así como en el desarrollo de futuras soluciones con células tándem y materiales como perovskita, con el objetivo de superar el 30 % de eficiencia celular.
Huawei, por su parte, presentará su visión sobre la infraestructura inteligente que acompaña la transición energética. La compañía ha lanzado recientemente productos clave para el segmento comercial e industrial (C&I), como los inversores SUN2000-150K-MG0 y 30–50K-MC0, así como el sistema LUNA2000-215, el primer sistema de almacenamiento con enfriamiento híbrido del sector.
Estas soluciones están diseñadas para mejorar la eficiencia operativa, la seguridad y la adaptabilidad a diferentes escalas de implementación.
El panel también contará con la participación de Schletter, proveedor global de estructuras metálicas para energía solar, que viene reforzando su presencia en Europa, en particular en España y Portugal.
La empresa desarrolla sistemas de inclinación fija, adaptados para entornos exigentes, con enfoque en facilidad de instalación, transporte optimizado y reducción del LCOE. Además, impulsa soluciones específicas para el segmento agri-PV, con estructuras que permiten la convivencia entre cultivos agrícolas y generación solar.
En esta edición, FES Iberia pondrá especial foco en el almacenamiento energético como eje transversal para la evolución del mercado fotovoltaico. Por lo que el evento no solo se posiciona como un espacio de debate técnico y estratégico, sino también como un entorno privilegiado para el desarrollo de negocios.
Y como es habitual en la gira FES, se destacarán los espacios de networking de alto valor, donde cientos de representantes de empresas líderes y autoridades del sector público avanzan en acuerdos, alianzas y contratos que promueven el desarrollo energético sostenible en la región.
La entrada FES Iberia abrirá el calendario renovable 2026 y debatirá el futuro de la fotovoltaica con almacenamiento como aliado se publicó primero en Energía Estratégica.
El precio de la energía renovable en Argentina se encuentra atravesado por dos realidades paralelas: por un lado, los contratos resultantes de licitaciones públicas, como RenovAr o esquemas con obras asociadas; por el otro, los acuerdos entre privados del Mercado a Término (MATER), donde rige la lógica de competencia directa entre actores del sector.
En los mecanismos licitatorios públicos tradicionales, los valores adjudicados han oscilado históricamente, de modo que el promedio varía entre USD 60 y 110,5 / MWh, según el momento en que se llevó a cabo la convocatoria, el tipo de tecnología, ubicación y condiciones de financiamiento.
En cambio, en el Mercado a Término, donde rigen contratos bilaterales entre privados sin subsidios ni precios regulados, los valores más recientes se sitúan en torno a USD 60–70 / MWh, marcando una brecha de hasta 50% respecto a los valores más altos de las subastas públicas.
“Los precios están más cerca del orden de los USD 60 / MWh y el mercado está bastante competitivo, pero no creemos que baje de esos valores”, señaló una fuente cercana a Energía Estratégica que ha participado en dicho mecanismo.
“MATER solar y eólica es más barato que las compras conjuntas de las licitaciones públicas. Pero el número final dependerá del contrato, offtaker, plazos, factor de carga, zona donde se ubique del proyecto, entre otras más variables”, afirmaron desde otra compañía.
La particularidad es que los actuales contratos entre privados suelen tener menores, el abanico es muy amplio entre 3 a 10 años de abastecimiento contra los 20 años de promedio de las convocatorias públicas organizadas por el gobierno tiempo atrás, según pudo averiguar este portal de noticias.
¿Cuál es el panorama de cada modelo? Las licitaciones públicas incluyen rangos de iniciativas como distintas rondas del Programa RenovAr y RenMDI, entre otras, que entre 2016 y 2023 adjudicaron 5929 MW de potencia en 283 contratos PPA.
Aunque cabe aclarar que CAMMESA sólo menciona que hay 123 contratos vigentes a un costo MEM promedio de USD 73,5 / MWh, el cual refleja el costo final de la energía de los contratos, incluyendo factores de incentivo y actualización, así como el reconocimiento de costos de mercado.
Por el lado del Mercado a Término de Energías Renovables, el mecanismo de adjudicación se da a travé de la tradicional prioridad de despacho para abastecer a grandes usuarios, además de los mecanismos implementados desde 2023 por la Resolución SE 360, que habilita desarrollos condicionados a obras de transmisión o a la ampliación de demanda.
Según el último informe publicado por CAMMESA, se adjudicaron 136 proyectos con prioridad de despacho que totalizan 6019,7 MW. De ese total, 96 corresponden a la categoría MATER Pleno, con una potencia combinada de 3726,5 MW, mientras que los restantes 40 se encuadran en la categoría Referencial A, con 2293,2 MW.
No obstante, sólo 85 de esos desarrollos están en operación efectiva, aportando 3646,5 MW al sistema. Esto refleja las barreras persistentes para que la potencia comprometida se convierta en energía despachada, principalmente por limitaciones de infraestructura.
A ese volumen se suman otros 3015 MW adjudicados bajo esquemas que exigen obras asociadas o justificación por incremento de demanda, y que se encuentran aún en distintas fases de avance. Esta expansión progresiva ha sido la vía para sostener la actividad mientras se aguardan definiciones sobre licitaciones de concesión privada en redes de alta tensión.
Reglas nuevas, mercado nuevo
A partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía, las distribuidoras deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada a través de contratos bilaterales, lo que traslada la responsabilidad de compra a cada actor del mercado. Esta nueva exigencia impulsa un rol operativo central para el MAT, que se transforma en la herramienta principal para estructurar acuerdos a medida.
Y si bien esto se vio como un paso favorable, también el gobierno rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar en contratos a término, siempre que tengan fecha de habilitación posterior al 1 de enero de 2025, lo que amplía la oferta disponible y suma presión al segmento renovable, que deberá competir por precio y eficiencia.
“Está cambiando el mercado. Ahora que se abrió el MAT habrá que ver cómo siguen los contratos para abastecer a los grandes usuarios. Es muy nuevo los impactos de la reciente regulación, así que habrá que esperar un poco para ver cómo se desarrolla el sector”, apuntaron desde el sector.
Por lo que a futuro, el dinamismo del mercado dependerá de la capacidad de negociación de los actores, la mejora en la infraestructura eléctrica y el marco político que termine de consolidar esta transición.
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La inversión internacional observa con atención el comportamiento regulatorio de los países de Centroamérica y el Caribe de cara a 2026. Y lo que definirá el flujo de capital será la capacidad de cada país de ofrecer marcos normativos claros, licitaciones bien estructuradas y planificación seria en el tiempo.
Ese es el criterio con el que el financiamiento internacional evalúa oportunidades en sectores como energía, infraestructura logística, almacenamiento, digitalización y electrificación del transporte. Y es también el punto de partida para comprender el estado de situación de tres países clave de la región: Panamá, Costa Rica y República Dominicana.
«2026 no será un año de euforia, pero sí muy interesante y decisivo para la inversión», advirtió William Villalobos, CEO de Core Alliance, en diálogo con este medio.
«El capital estará, pero será más selectivo: buscará países con reglas claras, planificación seria y proyectos bien estructurados, especialmente en energía e infraestructura», afirmó.
En un contexto donde la volatilidad del mercado spot eléctrico dejó marcas, Panamá trabaja para reposicionar su matriz energética bajo nuevas reglas. La hoja de ruta oficial incluye licitaciones escalonadas entre 2026 y 2028, con contratos de hasta 20 años para nuevos proyectos eólicos e hidroeléctricos, y otros más breves según tecnología.
Este enfoque busca reducir el riesgo comercial, facilitar el acceso al financiamiento y garantizar estabilidad de precios. Pero los pliegos aún generan ajustes. La postergación de la licitación LPI ETESA 01‑25 fue resultado de la necesidad de equilibrar la competencia entre tecnologías renovables y dar más aire a propuestas con almacenamiento o esquemas híbridos.
“Panamá llega a 2026 con una oportunidad muy clara de consolidarse como hub logístico y energético”, sostuvo Villalobos. “Tiene datos, planificación y una institucionalidad que el mercado conoce. La clave va a estar en transformar esa planificación en señales de mercado concretas: subastas bien diseñadas, reglas claras para potencia firme, almacenamiento y expansión de red.”
Costa Rica enfrenta 2026 con la presión de definir el rumbo de su modelo eléctrico. Las elecciones presidenciales abrirán un nuevo ciclo institucional en un momento en el que se acumulan tensiones en torno a los costos, las tarifas y la modernización del sistema.
Pese a contar con una matriz limpia y alta penetración renovable, el país necesita renovar su marco de concesiones eléctricas y dar espacio a nuevos actores. Las empresas distribuidoras cooperativas y municipales agrupadas en CEDET impulsan proyectos solares, eólicos y de almacenamiento bajo esquemas público‑privados que requieren habilitaciones regulatorias más flexibles.
El Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) trabaja en la actualización del reglamento que rige estas concesiones. Su alcance será determinante para viabilizar inversiones en segmentos clave de la transición energética.
Villalobos explicó que “la inversión va a depender mucho de si el país logra dar certezas regulatorias y habilitar nuevos proyectos sin introducir rigideces innecesarias”. Según remarcó, Costa Rica puede destrabar inversión sin sacrificar su modelo ni su liderazgo regional, si alinea regulación, concesiones y planificación con esa realidad.
Con casi 3000 MW ofertados en la licitación de 600 MW renovables con almacenamiento, República Dominicana no solo atrae inversión: marca tendencia. La participación masiva de empresas en este proceso es reflejo de un ecosistema donde se conjugan crecimiento de demanda, voluntad política e incentivos normativos.
En paralelo, la Superintendencia de Electricidad avanzó en la publicación de la resolución SIE‑178‑2025‑MEM, que establece las reglas técnicas mínimas para integrar sistemas de baterías. Esto incluye control de rampas, respuesta de frecuencia y garantías de estabilidad operativa, factores esenciales para una red que suma generación variable.
“República Dominicana probablemente será uno de los mercados más dinámicos de la región. Hay crecimiento sostenido de la demanda eléctrica, turismo e industria, y un regulador que ha venido afinando el marco normativo. El reto no es atraer inversión, sino gestionar bien ese crecimiento para que sea sostenible y eficiente.””, sostuvo Villalobos.
Y en un entorno donde la regulación se vuelve más sofisticada, el financiamiento más exigente y la interacción público‑privada más compleja, no avanzan necesariamente los proyectos más grandes, sino los mejor estructurados.
Así lo planteó Villalobos: “Hoy no alcanza con tener un buen recurso energético o un sponsor sólido; se necesita articular lo legal, lo técnico y lo institucional en una estrategia coherente.”
Los tres países analizados ofrecen oportunidades concretas, pero la ejecución dependerá de variables comunes: contratos que repartan bien los riesgos, normativas técnicas claras, coordinación interinstitucional y reglas que se mantengan estables en el tiempo. Sin esos elementos, la competitividad del sector renovable pierde tracción, incluso si la demanda crece.
La entrada Licitaciones, almacenamiento y marcos técnicos: la agenda energética de Panamá, Costa Rica y República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.
Factiun, empresa especializada en el diseño y suministro de estructuras y trackers para plantas fotovoltaicas a gran escala, anuncia la apertura de su filial en Italia, un paso clave dentro de su política de expansión internacional y de refuerzo de su presencia en mercados estratégicos para la transición energética.
La entrada directa en el mercado italiano responde al crecimiento sostenido del sector fotovoltaico en el país, impulsado por los objetivos europeos de descarbonización, el aumento de proyectos utility-scale y la necesidad de soluciones técnicas altamente especializadas, adaptadas tanto a las condiciones del terreno como a la normativa local.
Como parte de esta implantación, Factiun ha reforzado su estructura en Italia con la incorporación de perfiles estratégicos de amplia experiencia en el sector. La nueva filial estará liderada por Raffaella Bisconti, quien asume el cargo de Country Manager – Italy, y contará con Andrea Giordano como Construction Manager, fortaleciendo así las capacidades técnicas, operativas y de gestión de proyectos en el país.
Italia se consolida como uno de los mercados solares más relevantes del sur de Europa, con un pipeline creciente de nuevos desarrollos y una clara apuesta por tecnologías que maximicen la eficiencia, la durabilidad y la optimización del terreno. En este contexto, Factiun trasladará al país su know-how en soluciones como Factiun TRX®, su tracker solar, y Factiun FIX®, su sistema de estructura fija, ambos diseñados para proyectos de gran escala y entornos complejos, incluidos desarrollos que requieren compatibilizar la producción energética con otros usos del suelo, como la agrivoltaica.
Gracias a la capacidad de adaptación de sus soluciones estructurales, Factiun puede dar respuesta a proyectos que integran generación fotovoltaica y actividad agrícola, una tipología con creciente interés en Italia por su contribución a la sostenibilidad, la eficiencia del territorio y la aceptación social de las instalaciones solares.
El grupo cuenta además con experiencia previa en el mercado italiano, donde ya ha participado en distintos proyectos fotovoltaicos, aportando soluciones técnicas con Factiun TRX® adaptadas a las particularidades del territorio. Esta trayectoria previa ha sido clave para consolidar la decisión de establecer una presencia local permanente.
En línea con esta apuesta estratégica, Factiun refuerza también su visibilidad y posicionamiento en el mercado italiano con su participación en KEY – The Energy Transition Expo, una de las ferias de referencia del sector energético en Europa, que se celebra en Rimini. La presencia en este evento permite a la compañía afianzar relaciones con promotores, EPCs y actores clave del sector, así como mostrar sus soluciones tecnológicas para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos utility-scale.
“La apertura de esta filial en Italia es un paso natural en nuestra evolución como compañía internacional. Nos permite estar más cerca del mercado, entender mejor sus necesidades específicas y aportar soluciones técnicas de alto valor añadido, respaldadas por un equipo local y por la experiencia acumulada del grupo en el país”, señala Pablo Landa, CEO de Factiun.
Con esta implantación, Factiun continúa avanzando en su estrategia de crecimiento internacional, que ya le ha llevado a desarrollar proyectos y presencia comercial en distintos países europeos, reafirmando su posicionamiento como proveedor tecnológico de referencia en el ámbito de las energías renovables.
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La Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) de Argentina dio a conocer los principales indicadores de generación renovable de 2025 en base a datos oficiales de CAMMESA.
Durante 2025, las energías renovables cubrieron el 40,21% de la demanda eléctrica nacional (contando grandes hidroeléctricas), consolidando su aporte estructural a la matriz energética argentina. Esto significa que, de cada 10 MWh consumidos en el país, 4 MWh fueron abastecidos con energía renovable.
En ese contexto, los socios de la CEA registraron 16284 GWh, equivalente al 68,8% de la generación nacional eólica y solar, y por décimo año consecutivo mantuvieron un rol protagónico en el desarrollo del sector, reafirmando el liderazgo de la Cámara como espacio representativo del sector y su cadena de valor en Argentina.
En 2025, la generación renovable alcanzó un total de 56799 GWh. Asimismo, la demanda total de energía eléctrica alcanzó 141.249,245 GWh y la generación renovable permitió cubrir el 40,21% de dicha demanda.
En cuanto a la composición tecnológica de la matriz renovable 2025, el aporte se explicó principalmente por:
En paralelo, el desempeño del sector energético continuó consolidándose como motor de la actividad económica y del comercio exterior. Según destacó recientemente el Ministerio de Economía, 2025 marcó un récord histórico del saldo comercial energético, con el superávit más alto del que se tiene registro (USD 7.815 millones), y exportaciones también récord por USD 11.086 millones. En este marco, la energía continúa consolidando su aporte al crecimiento económico, a partir de mayor previsibilidad y reglas claras para la inversión privada.
En este contexto, cabe señalar que del superávit comercial energético superior a los siete mil millones de dólares, aproximadamente un 20% se explica por el desplazamiento de generación térmica basada en gasoil y fuel oil hacia energías renovables no convencionales.
Si bien el saldo comercial positivo está fuertemente asociado al crecimiento de Vaca Muerta, resulta relevante destacar que el sector de las energías renovables también ha contribuido de manera significativa a este resultado, particularmente a través de la reducción de importaciones de combustibles líquidos para generación eléctrica.
Durante 2025, el sector renovable también avanzó en la consolidación de su crecimiento mediante el ingreso en operación de nueva capacidad instalada: se incorporaron 738 MW de nueva potencia renovable. En particular, se registró la entrada en operación de nuevos proyectos solares, eólicos y de bioenergía en distintas provincias del país, mediante contratos MATER, RenovAR y RenMDI, entre otros esquemas.
Entre las incorporaciones del año se destacan desarrollos solares en Mendoza (Anchoris y Los Molles), Chaco (La Perla, Charata y Villa Ángela), Córdoba (Villa de María Río Seco) y Salta (Granja Solar San Carlos), así como proyectos eólicos en Buenos Aires (La Rinconada y Vientos Olavarría) y centrales de biomasa en Corrientes y Misiones.
Más allá de los indicadores de generación, la CEA destacó el fortalecimiento de la cadena de valor renovable, integrada por desarrollo de proyectos, ingeniería, logística, proveedores técnicos e industriales, operación y mantenimiento (O&M), monitoreo y digitalización, con impacto directo en empleo calificado, inversión y desarrollo territorial.
Y de cara a 2026, la Cámara remarcó la importancia de sostener el crecimiento del sector con reglas previsibles, planificación de infraestructura eléctrica y fortalecimiento continuo de la cadena de valor local.
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La Superintendencia de Electricidad de República Dominicana, a través de la entrada en vigor de la Resolución SIE-007-2026-REG, formalizó por primera vez un esquema integral para que usuarios – generadores conecten sus sistemas —principalmente de origen renovable— a las redes de distribución en media y baja tensión.
El reglamento, de cumplimiento obligatorio, redefine procedimientos, criterios técnicos y compensaciones económicas, en línea con las exigencias de un sistema eléctrico más participativo y eficiente.
A partir de ahora, todas las solicitudes deberán tramitarse a través de una plataforma digital, que cada distribuidora tendrá que habilitar en un plazo máximo de 30 días laborables. El proceso incluye dos etapas claras: una certificación de factibilidad —que no podrá demorar más de 10 días hábiles— y una inspección final tras la cual se instalará un medidor bidireccional digital y se firmará el acta de interconexión.
La potencia máxima permitida estará limitada por el consumo histórico del usuario, con un 10% adicional en baja tensión (hasta 10 kW) y 5% en media tensión; sumado a que se introducen exigencias de calidad como control de distorsión armónica, límites de parpadeo (flicker) y obligación de integrar protecciones anti-isla, interruptores de acoplamiento y sistemas bajo norma IEEE 1547.
Uno de los puntos más relevantes es la estructura de facturación bajo el modelo de medición neta, ya que el balance de energía se realizará mes a mes y, si el usuario inyecta más de lo que consume y los créditos se trasladarán al siguiente periodo.
Además, el reglamento dispone que al 31 de enero de cada año, los excedentes no utilizados se pagarán al 100% del precio promedio de referencia publicado por la CNE. El esquema incluye también un cargo fijo y, en algunos casos, un 25% del cargo por uso de red aplicado sobre la energía inyectada.
La normativa llega en un momento clave para el sector energético dominicano con más de 30 empresas que compiten por adjudicarse 600 MW renovables, con propuestas que en total suman casi 3000 MW. Esto confirma que la existencia de reglas claras moviliza capital y acelera la inversión en infraestructura energética descentralizada.
En paralelo, la SIE publicó un marco técnico obligatorio para sistemas de almacenamiento BESS, que exige funcionalidades como control de frecuencia, rampas, regulación de tensión sin referencia externa y capacidad de operar en modo «grid forming». Asimismo, los sistemas deberán reportar en tiempo real su estado de carga y parámetros operativos al Centro de Control de Energía y al Organismo Coordinador.
«La resolución no es aislada, sino un pilar técnico en la construcción de un marco regulatorio integral”, habría declarado en exclusiva el superintendente de Electricidad, Andrés Astacio.
La resolución también contempla un período de transición de cinco años para que los usuarios con contratos anteriores de medición neta puedan adaptarse a las nuevas condiciones sin afectar derechos adquiridos. Las empresas distribuidoras, por su parte, deberán informar mensualmente a la SIE sobre nuevos proyectos conectados, fortaleciendo el control regulatorio y la trazabilidad del parque distribuido.
Con esta medida, República Dominicana se alinea con las mejores prácticas internacionales, asegurando calidad técnica, seguridad operativa y una señal económica directa para los usuarios generadores. La resolución no solo moderniza el vínculo entre quienes producen energía y la red, sino que crea condiciones concretas para que la autogeneración renovable siga creciendo con respaldo normativo, previsibilidad y retorno económico.
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Puerto Rico se encuentra en la antesala de un avance histórico en su transición energética: luego de una década de dilaciones, el país podría superar el umbral del 20% de participación verde en su matriz, una meta originalmente planteada para años atrás.
“En 2026 varios proyectos de energía renovable a gran escala finalmente comenzarán a aportarle energía y almacenamiento a la red”, sostuvo Ramón-Luis Nieves, abogado energético y ex senador de San Juan, quien destacó que muchos de esos desarrollos ya se encuentran en construcción y podrían modificar el escenario energético nacional.
Mientras tanto, la generación distribuida mantiene un crecimiento sostenido y sin precedentes a nivel global.
Según el último informe de LUMA Energy presentado al Negociado de Energía de Puerto Rico, al cierre de septiembre de 2025 se contabilizaban más de 180000 clientes bajo medición neta, con una capacidad instalada superior a los 1335 MW. El ritmo de nuevas conexiones —unas 4150 altas mensuales— permitirá superar los 200000 abonados durante el primer trimestre de 2026.
Actualmente, más del 10% de los usuarios del sistema eléctrico ya cuenta con generación solar, en su mayoría acompañada de baterías. Este nivel de adopción posiciona a Puerto Rico como líder mundial en generación distribuida residencial y comercial, tanto por la proporción de usuarios como por la velocidad de expansión.
Además de los desarrollos privados a gran escala, los proyectos de base comunitaria ganan protagonismo. Impulsados por cooperativas y organizaciones sociales, muchos de ellos nacieron tras el paso del huracán María en 2017. Hoy exhiben capacidad técnica, financiación y visión estratégica, consolidándose como actores permanentes del ecosistema renovable.
“Creo que los proyectos de base comunitaria están entrando en una etapa interesante de madurez y experiencia, trascendiendo el modelo basado en la emergencia”, explicó Nieves, al destacar que estas iniciativas están dejando atrás la lógica asistencial para integrarse a los modelos de generación sustentable.
En paralelo, el Proyecto Hostos, que busca conectar a Puerto Rico con República Dominicana a través de un cable submarino, podría avanzar durante 2026 si se destraban aspectos regulatorios clave. Esta infraestructura abriría una nueva etapa en la integración energética regional.
El marco regulatorio enfrenta cuestionamientos por su escasa capacidad de ejecución. La Ley Núm. 1-2025, que establece un objetivo del 100% de energías renovables para 2050, dejó sin mecanismos concretos para alcanzar metas intermedias. Nieves remarcó que al Negociado de Energía le faltó un mandato expreso para conducir ese proceso, y advirtió que desde la sanción de la ley en 2010 no se han cumplido los objetivos legales de transición.
En ese contexto, el nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR) será clave. Su discusión comienza este año, y el especialista señala que, pese a la falta de exigencias explícitas, el regulador podría fijar nuevas metas técnicas vinculantes. De ser así, se abriría una hoja de ruta para reactivar el cumplimiento de la ley.
Otro frente de conflicto es la política de incentivos. La eliminación progresiva del Investment Tax Credit (ITC), decidida por la administración Trump, impuso un plazo acotado para que los desarrolladores logren permisos y conexión antes de perder el beneficio. Desde el Ejecutivo, tanto la gobernadora Jenniffer González Colón como el zar energético Josué Colón activaron órdenes y gestiones para acelerar los procesos regulatorios.
A su vez, se discute en la Legislatura una propuesta que eliminaría la exención contributiva para la compra de paneles solares y baterías, lo que encarecería significativamente la transición energética y afectaría el acceso de los hogares y comercios a la autogeneración.
En paralelo al despliegue renovable, el regulador aprobó a fines de 2025 las enmiendas al contrato de Energiza, la primera planta térmica proyectada en más de veinte años. De ejecutarse, aportaría 528 MW de capacidad principal y 450 MW de respaldo, reactivando la infraestructura fósil en el sistema eléctrico.
Puerto Rico ocupa una posición dual en el panorama latinoamericano. Lidera ampliamente en generación distribuida, pero arrastra rezagos crónicos en la ejecución de proyectos a gran escala. Con el ingreso de nuevas plantas solares y sistemas de almacenamiento en 2026, sumado al avance comunitario, la isla podría comenzar a equilibrar su matriz y acelerar su transición.
“Puerto Rico es líder y está a la delantera en la generación distribuida. No creo exista jurisdicción comparable en cuanto al crecimiento en este renglón”, expresó Nieves. A pesar de los desafíos, sostuvo que existe un entorno competitivo en expansión y que, con planificación adecuada, el país podrá cumplir sus metas y consolidar un modelo energético resiliente y limpio.
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Fuentes vinculadas a la empresa Techint indicaron que se evalúa presentar una denuncia por dumping en el caso de la licitación ganada por la firma Welspun (India) para proveer la tubería del gasoducto diseñado en el proyecto FLNG de Southern Energy, de producción de Gas Natural Licuado en plantas flotantes para su exportación desde Río Negro. La oferta calificada en el primer lugar fue de 203 millones de dólares.
La presentación ante las autoridades competentes por parte de Tenaris, empresa del Grupo Techint, haría hincapié en que se trató de una oferta realizada a precios de dumping, con tubos indios fabricados con chapa china, y que debería procurarse “evitar el daño a la producción local y el empleo asociado”.
Tenaris es el principal fabricante de tubos de acero con y sin costura del mundo, tiene plantas productivas en 17 países y más de 26.000 empleados a nivel global.
“En condiciones de competencia leal, la oferta de Tenaris para el proyecto FLNG de Southern Energy es competitiva con el precio internacional. La diferencia que circuló del 40 % entre la oferta que resultó ganadora y la de Tenaris es falsa”, argumentó la fuente consultada.
La secuencia de lo acontecido en este proceso licitatorio, señalaron las fuentes, es que contra una oferta realizada a precios de dumping , Tenaris ofreció, en una carta enviada al directorio del SESA, “igualar las condiciones comerciales de la oferta alternativa” con el objetivo de “preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular, el cual representa más del 60 % del mercado argentino de tubería…”
Y se refiere que el régimen de incentivos RIGI en sus considerandos establece entre sus objetivos principales “fomentar el desarrollo de las cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión”. Sin embargo, con este proyecto va a ocurrir todo lo contrario. Con ingresos fiscales que cede el Estado nacional (y todos los argentinos), se financia el trabajo en la India y China”.
“Por el contrario, las empresas argentinas aún trabajan en un entorno poco competitivo con impuestos distorsivos como el impuesto al cheque (nacional), ingresos brutos (provinciales) y tasas municipales (locales) que penalizan la agregación de valor”, se puntualizó.
Hoy Tenaris-Siat emplea a 420 personas y, por cada empleado de la compañía, se estima que hay otros 4 empleos asociados en su cadena de valor.
“El debate de fondo es si queremos ser Noruega o Nigeria. Vaca Muerta y la minería pueden contribuir con el desarrollo de valor agregado nacional. O podemos seguir el otro camino, el de la primarización de la economía”, remarcaron las fuentes empresarias.
El martes 27 el presidente de la Nación, Javier Milei, calificó al empresario Paolo Rocca de “Don Chatarrín de los Tubitos Caros”, en una escalada de la controversia con el presidente del principal grupo industrial del país, que el lunes 26 también tuvo como protagonista al Federico Sturzenegger, ministro de Desregulación. Este funcionario sostuvo que “Caños más caros implican menor rentabilidad del proyecto, menores inversiones, menos empleo, menos exportaciones”.
“No proveerse de insumos más baratos sería un mal negocio para las empresas y para el país. Si queremos ser competitivos no podemos imponer ineficiencias laborales, ni sobrecostos en los insumos”, agregó Sturzenegger. No se explayó acerca de las supuestas ineficiencias laborales.
El Proyecto Argentina FLNG (Southern Energy SESA) fue encarado por el Consorcio liderado por Pan American Energy (PAE), YPF, y Pampa Energía.
Ubicado en la zona del Golfo San Matías (Río Negro), utilizará buques FLNG, como el “Hilli Episeyo” de Golar LNG, que operará por 20 años.
La Infraestructura incluye gasoductos para transportar el gas desde la Cuenca Neuquina hasta la costa. La producción de GNL procurada estará entre 12 y 18 millones de toneladas anuales (MTA).
La novedad de que la compañía Welspun será la proveedora de los caños de acero para el proyecto de Southern Energy S.A (SESA) sacudió el tablero de Vaca Muerta. Por primera vez en 70 años una empresa extranjera dejó fuera de una licitación en Argentina al Grupo Techint de Paolo Rocca sacando a la luz una serie de debates acerca de las ventajas competitivas de las proveedoras asiáticas y el alcance los beneficios fiscales del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
La empresa india logró la victoria en la licitación para la provisión de 500 kilómetros de cañerías para transportar el gas de Vaca Muerta hacia las costas de Río Negro tras hacer una oferta de US$ 200 millones. Pero, ¿quién es el gigante indio que derrotó a Paolo Rocca?
Welspun Group es un conglomerado industrial de la India diversificado en diferentes rubros industriales. Fue fundado por Balkrishan Goenka, un comerciante indio nacido en el seno de una familia que vendía legumbres y que en 1985 con 19 años decidió fundar su propia empresa textil proveedora de artículos para el hogar como ropa de cama y toallones. Actualmente, factura unos US$ 5000 millones y emplea a unas 35.000 personas.
Tras su creación, 10 años más tarde la compañía decidió diversificar su producción para comenzar con la fabricación de caños para la industria del oil&gas, fundando así su primera planta de tuberías en 1998. Este negocio le permitió a Welspun expandirse fuertemente en el mundo y dar un salto internacional al convertirse en un proveedor global con fuerte presencia en proyectos para Estados Unidos, Canadá y Arabia Saudita.
De esta forma logró tender una red global de plantas estratégicamente ubicadas en la India, Estados Unidos y Arabia Saudita para abastecer proyectos energéticos en todo el mundo. En su país, Balkrishan Goenka tiene su principal base con cuatro instalaciones, una de las cuales Anjar es reconocida como una de las más grandes del mundo.
Luego de incursionar en la industria petrolera con la provisión de caños, la empresa fundó la rama Welspun Enterprise para la construcción de infraestructura y proyectos energéticos que incluye tendido de rutas, ingeniería y diseño de plantas y la exploración de hidrocarburos offshore y onshore.
Tras obtener la victoria en la licitación argentina, ahora el centro de la polémica se centra en que los tubos indios serían fabricados con chapas provenientes de China, país que suele recibir múltiples denuncias por comercializar productos por debajo de sus costos para ganar mercados, lo que le habría dado a Wespun la ventaja competitiva en el proceso. Sin embargo, la información oficial obtenida por este medio da cuenta que la firma adquiere el acero de empresas como ArcelorMittal, que controla a Acindar, y de TataSteel, otra empresa de la India.
La provisión de caños de acero se convirtió en una de las principales estrategias corporativas del Grupo Welspun que le permitió posicionarse en 50 países y acercarse a los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) como el de Southern Energy.
Según detalla en su sitio web, en 2007 la firma participó en la provisión de caños para el proyecto Keystone Pipeline de Canadá, una red de 3450 kilómetros de oleoductos que une ese país con Estados Unidos y que le dió la llave para ingresar al negocio norteamericano.
La compañía también fue la proveedora de 118 kilómetros de caños para el proyecto Perú LNG que permitió que ese país cuente con una terminal de exportación de gas licuado desde el año 2010. Paradójicamente, fue la empresa Techint la que realizó el tendido de ese ducto que cuenta con el Récord Guinnes por ser el gasoducto más alto del mundo por llegar hasta los 4.900 metros sobre el nivel del mar.
El año pasado, la empresa india firmó dos megacontratos por u$s715 millones para el suministro de tuberías revestidas para proyectos de infraestructura de gas natural y Líquidos de Gas Natural (NGLs) en Estados Unidos que se ejecutarán entre finales de este año y el 2027.
Recientemente, Wilspun logró hacerse con la compulsa para proveer con 500 kilómetros de cañerías para el proyecto de Southern Energy que permitirá exportar GNL desde finales de 2027 a través de la puesta en marcha del primer barco licuefactor que llegará a las costas del Golfo San Matías, en Río Negro. El proyecto logró recientemente un acuerdo para proveer de dos toneladas de gas licuado por año a Alemania durante 8 años.
, Laura Hevia
El Gobierno Nacional prorrogó la declaración de Emergencia Energética hasta el 31 de diciembre de 2027, y a la vez puso en marcha un nuevo esquema para el abastecimiento durante los meses de mayor demanda, por el cual la importación y la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a ser realizadas por el sector privado mediante competencia, quitando ésa función a Enarsa.
Desde el ministerio de Economía se indicó que la medida, dispuesta a través del decreto de necesidad y urgencia (DNU) 49/2026, responde a que no existe actualmente capacidad suficiente de transporte para que todo el gas disponible en cuenca llegue en volumen necesario a los principales centros de consumo, especialmente en el AMBA y el Litoral. Por eso, en invierno es necesario complementar con GNL.
Este cambio se inscribe en la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de ENARSA y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento. En línea con ese objetivo, ENARSA deja de importar y comercializar GNL y el proceso pasa a estar a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.
Economía argumentó que “hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores internacionales —del orden de 15 a 17 U$S por MMBTU— y luego lo vendía a valores equivalentes al precio del Plan Gas, alrededor de 2,7 U$S por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios pagados con recursos de todos los argentinos”. En rigor el precio de los cargamentos variaba de acuerdo con la cotización internacional, y muchas veces la importación fue por debajo del precio señalado por Economía.
El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado.
A partir de esta medida, se asignará por licitación el acceso a la capacidad de regasificación disponible en la terminal de Escobar y quien resulte adjudicado se hará cargo de traer el GNL, regasificarlo e inyectarlo al sistema para abastecer a distribuidoras y generadores eléctricos.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación definirá las condiciones del proceso y los criterios operativos para asegurar previsibilidad. Si el procedimiento no lograra un resultado, ENARSA podrá intervenir de forma transitoria para evitar cualquier riesgo de faltantes.
Para evitar distorsiones en un contexto donde la terminal operativa es única y se vuelve un punto crítico del abastecimiento, el esquema incorpora un precio máximo para el gas regasificado durante el próximo invierno.
Ese tope se fijará en función de un marcador internacional y un adicional que cubrirá los costos logísticos y operativos —flete, regasificación, almacenaje, comercialización y traslado por gasoducto hasta el punto de entrega en Cardales. Además, ese adicional se determinará mediante un procedimiento competitivo entre empresas, de modo de reflejar eficiencia y asegurar la mejor oferta disponible.
El objetivo, se explicó, es garantizar el suministro cuando más se necesita, ordenar la formación de precios a través de competencia y avanzar en un mercado más transparente, donde el Estado deje de actuar como operador y se enfoque en asegurar reglas y control para el funcionamiento del sistema.
La Agencia Nacional de Petróleo del Brasil (ANP) aprobó este lunes el plan de desarrollo de Petrobras para Sergipe Aguas Profundas (SEAP), uno de los mayores proyectos de gas natural en Brasil. SEAP tendrá un gasoducto con capacidad para transportar a la costa hasta 18 millones de metros cúbicos por día de gas.
La petrolera estatal brasileña tomó en diciembre una decisión final de inversión (FID) que aún faltaba para avanzar con el proyecto offshore completo, que en lo productivo consistirá de dos plataformas FPSO, cada una con una capacidad para producir 120.000 barriles por día de petróleo y 12 MMm3/d de gas natural.
La primera fase o plataforma del proyecto, denominada SEAP 2, y el gasoducto tienen previsto un inicio de operaciones para 2030. No está claro cuándo ingresará en operación la segunda fase, SEAP 1.
La fase SEAP 2 engloba yacimientos con petróleo liviano, entre 38 y 41 grados API, pertenecientes a los campos de Budião, Budião Noroeste y Budião Sudeste, ubicados aproximadamente a 80 km de la costa.
La ANP aprobó el plan de desarrollo del proyecto Sergipe Aguas Profundas presentado por Petrobras, en donde espera producir hidrocarburos durante 25 años como mínimo.
El plan abarca siete campos distintos, aunque el organismo regulador objetó el tratamiento por separado de dos campos y exigió fusionarlos. Petrobras tendrá 60 días para presentar los planos con la nueva demarcación.
El dato llamativo es que la ANP también prorrogó los contratos de concesión de las áreas antes del inicio de la producción, una decisión sin precedentes que sin embargo, busca dar garantías al proyecto.
De esta forma, la concesión para operar SEAP 2 será hasta fines de 2055. La concesión para SEAP 1 será hasta diciembre de 2027.
La ANP estimó que con esta prórroga el Estado federal sumará US$ 1400 millones adicionales en la recaudación por regalías e impuestos. También habrá un aumento del 14,5% en la recuperación de petróleo y gas.
«Es una oferta muy significativa, crucial dada la caída que se viene observando desde Bolivia en nuestro suministro de gas«, dijeron en la ANP.
En Petrobras consideran el proyecto Sergipe Aguas Profundas como uno de los más importantes en su cartera en los próximo años, desde el punto de vista del volumen de producción y suministro de gas.
«Nuestra actividad en la Cuenca Sergipe-Alagoas es consistente con nuestra estrategia de enfocarnos en activos de alto valor en aguas profundas, incluso en escenarios de bajos precios de petróleo y gas«, informó la petrolera.
El proyecto SEAP está ubicado en la cuenca Sergipe-Alagoas, en el noreste de Brasil, entre los estados de Sergipe y Alagoas. Sergipe está conectada a la red troncal nacional en la sección operada por TAG.
TAG opera 4500 kilómetros de gasoductos a lo largo de parte de la costa Sudeste y Nordeste del país. En Sergipe hay una terminal de importación de GNL que de 2024 está conectada a la red de TAG.
Las moléculas provenientes desde SEAP permitirían reducir las importaciones de GNL en el noreste del país. También existen algunos proyectos para poder llevar más gas del sureste al noreste.
Petrobras avanza cada vez más hacia las aguas en el noreste y norte del país en búsqueda de nuevos reservorios que permitan evitar el declino de producción de petróleo esperado para después de 2030.
La petrolera comenzó la perforación a finales de 2025 de su primer pozo exploratorio de petróleo en el Margem Equatorial, la nueva frontera petrolera offshore estratégica que el gobierno de Lula da Silva busca desarrollar en el norte del Brasil. Sin embargo, detuvo temporalmente la perforación este mes al detectar un derrame de fluido de exploración.
La ANP estima que el volumen de recursos de petróleo y gas natural en la zona ronda los 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente.
, Nicolás Deza
El Gobierno nacional publicó una normativa que apunta a implementar un nuevo esquema por el cual la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a manos del sector privado, desplazando de ese rol a la estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa) de su rol histórico como comprador e intermediario en el mercado energético, empresa que atraviesa un complejo proceso de privatización. Desde lo político, el gobierno de Javier Milei apunta a desplazar al Estado de una actividad que durante los dos gobiernos de Cristina Kirchner estuvo investigada por corrupción. Incluso en 2008, Enarsa llegó a pagar un adelanto a una empresa española por un cargamento de GNL que nunca arribó al país. El caso se conoció Perla Negra, en referencia al buque homónimo de la proyecto cinematográfico Piratas del Caribe.
Para viabilizar este proceso de traspaso operativo, el Poder Ejecutivo publicó este martes en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026, que prorroga en su artículo 1 la Emergencia del Sector Energético hasta el 31 de diciembre de 2027 en los segmentos de transporte y distribución de gas. En junio último se había decidido una prórroga para todo el sistema que vence el 9 de julio de 2026.
A través de un mecanismo de competencia, las empresas privadas asumirán la responsabilidad de asegurar el abastecimiento durante los meses de mayor demanda invernal, período en el año en que las compras de GNL son justificadas por la falta de capacidad suficiente en los gasoductos para traer el fluido de la Cuenca Neuquina hacia el Area Metropolitana Buenos Aires y el Litoral.
Bajo este nuevo marco, la Secretaría de Energía licitará el acceso a la capacidad de regasificación de la terminal de Escobar. El adjudicado deberá gestionar la compra de los cargamentos de GNL, coordinar la logística de los buques metaneros e inyectar el gas al sistema para abastecer a las distribuidoras y centrales térmicas.
Tal como había adelantado EconoJournal en diciembre, esa operatoria quedará en manos de un único operador privado que, como comercializador, deberá navegar la volatilidad de los precios del GNL, influenciados por las tendencias globales y la demanda estacional. Históricamente, la Argentina accede a este mercado con contratos spot a comienzos de cada temporada para cubrir los picos invernales, en al menos dos o tres tandas de licitación.
Ahora, mientras la operatoria comercial quedará limitada a la relación entre privados, el importador y su offtaker, el precio a negociar será el de mercado, por lo cual sin subsidio directo. Sin embargo, el gobierno aún no aclaró si se va a cubrir esa diferencia entre el valor del combustible importado y el precio local que las distribuidoras pagan por el Plan Gas, o ese costo se trasladará pleno a la demanda.
La Secretaría de Energía explicó que esta nueva dinámica responde a «la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de Enarsa y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento».
En línea con ese objetivo, Enarsa deja de importar y comercializar GNL, abandonando el esquema de subsidios donde compraba el insumo a precios internacionales para venderlo a valores del Plan Gas. Ahora, el proceso pasa a estará a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.
Es que hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores de US$ 11 a US$ 13 por MMBTU y luego lo vendía localmente a alrededor de US$ 2,70 por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios. «El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado, con reglas claras», sentenció la cartera energética.
Como la terminal de Escobar es el único punto de inyección operativa para GNL importado, el Gobierno decidió -en el artículo 2 del Decreto de hoy- «establecer un precio máximo transitorio para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL que se importe para el abastecimiento de los dos próximos períodos invernales».
«Dicho precio no podrá ser superior al marcador internacional que la Secretaría de Energía, del Ministerio de Economía considere, más un valor en dólares necesario para cubrir todos los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la localidad de Los Cardales», en la zona norte de la provincia de Buenos Aires.
El comercializador será seleccionado mediante un procedimiento competitivo donde la eficiencia en estos costos logísticos será el factor determinante. El punto de entrega en Los Cardales es fundamental para la arquitectura del sistema, ya que permite la vinculación técnica con los gasoductos de TGN que alimentan la zona de mayor consumo del país.
El DNU 49/2026 mantiene un rol para la empresa estatal de seguridad en el proceso de comercialización de GNL, ya que si la licitación para el privado no llegara a buen puerto o se viera durante el avance del año que las compras resultan insuficientes, Enarsa conservará la potestad de intervenir de forma transitoria para evitar faltantes de suministro.
Para el Gobierno, la operación eficiente de la comercialización del GNL, tanto la importación desde el mercado mundial, como la venta en el sistema argentino en forma competitiva entre los distintos actores de distribución, generación e industria, requiere concentrar la comercialización en un único operador privado.
En términos técnicos, el acceso unificado y coordinado a las instalaciones de la Terminal permitirá evitar conflictos en la programación logística y asignación de ventanas de arribo (“slots”) para los buques metaneros, y dificultades en la gestión coordinada del inventario de GNL en los tanques de la FSRU, contribuyendo a la optimización del proceso de regasificación.
Además, se considera que permite controlar de mejor manera las complejidades en la coordinación de las maniobras de amarre, conexión y desconexión de los brazos de transferencia criogénicos y operaciones de trasvase de GNL de buque a buque, disminuyendo el riesgo de incidentes y demoras en la respuesta ante emergencias.
Toda esta operatoria requiere una coordinación que ahora quedará bajo responsabilidad de un trader privado, bajo la supervisión de la Secretaría de Energía y el Enargas, hasta tanto se formalice el nuevo ente unificado de control eléctrico y gasífero.
, Ignacio Ortiz
FIX SCR, la agencia calificadora de riesgo, resolvió elevar la nota crediticia de las empresas MSU Energy y MSU Green Energy, una decisión que se alinea con la expansión estratégica del Grupo MSU en el mercado energético de la Argentina. El movimiento técnico ocurre tras la reciente incorporación de la Hidroeléctrica El Chocón al portafolio del holding, fortaleciendo su escala en el sector.
Las dos empresas energéticas forman parte del Grupo MSU, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea, quien realizó la oferta ganadora en la licitación por la represa de El Chocón a través de BML inversora, por un monto de US$ 235.671.294.
De esta manera, a partir de la firma de contratos realizada a fines de diciembre, MSU se quedó con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.
Asi, en el caso de MSU Energy, de acuerdo a lo informado este lunes al mercado, la calificación ascendió a AA-(arg) con perspectiva estable. Los analistas de FIX fundamentaron este incremento en la solidez del negocio consolidado y en la previsibilidad de sus flujos de fondos.
Según el reporte de la calificadora, la compañía posee una estructura financiera robusta que se beneficia de un entorno macroeconómico y regulatorio en proceso de normalización, factor que reduce riesgos estructurales y dinamiza las inversiones.
El crecimiento sostenido del grupo, impulsado tanto por la gestión de la central El Chocón como por nuevos proyectos estratégicos, permite proyectar una visión de largo plazo orientada a la creación de valor y una mayor capacidad operativa.
Por su parte, MSU Green Energy alcanzó la calificación A+(arg) con perspectiva estable. Esta mejora se sustenta en un modelo de negocio con alta previsibilidad, ya que cuenta con su capacidad de generación contratada en su totalidad mediante acuerdos de largo plazo.
En ese sentido, se resaltaron aspectos vinculados a que la firma destaca por una cartera diversificada de clientes industriales de primera línea y una capacidad de ejecución técnica en la puesta en marcha de sus parques solares.
Santos Uribelarrea, CEO del Grupo MSU, vinculó esta mejora en el perfil financiero con la estrategia de expansión de la corporación. El directivo señaló que «la nueva calificación refuerza la solidez financiera, amplía el acceso a financiamiento competitivo«.
«Invertimos en infraestructura energética confiable para el desarrollo productivo del país, integrando generación térmica, renovable e hidroeléctrica», afirmó Santos Uribelarrea, al definir que «la mejora crediticia es un compromiso para ampliar el alcance de la energía limpia y proveer soluciones sustentables a industrias y comunidades«.
MSU Green Energy cuenta con 8 parques solares con 335 MW de potencia instalada para generar energía limpia, además de tener dos plantas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías -BESS- con una capacidad de 180 Mw, y contar con dos proyectos de parques solares en construcción de energía renovable MATER que agregarán 155 MW,
, Ignacio Ortiz
La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, manifestó su ambición de que el país deje de ser solo el poseedor de las mayores reservas petroleras para convertirse en un gigante productor a nivel mundial, comparable con Estados Unidos, Rusia y Arabia Saudita.
Durante un encuentro con representantes de empresas petroleras nacionales e internacionales, Rodríguez afirmó: “Tenemos que pasar de ser el país con las reservas más grandes de petróleo del planeta a ser un gigante productor, que Venezuela sea un gigante al lado de Rusia, de Estados Unidos, de Arabia Saudita, que seamos gigantes productores de petróleo. (…) Ya basta del título de tener las mayores reservas y que eso no se traduzca en desarrollo para Venezuela”.
El evento formó parte del proceso de consultas para la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, propuesta recientemente a la Asamblea Nacional. En la reunión participaron compañías como Repsol, Chevron, Shell, además de empresas de China, Qatar y firmas locales, y fue transmitida por Venezolana de Televisión (VTV).
Rodríguez señaló que la reforma permitirá que Venezuela “empiece su camino para convertirse” en un “gigante productor del mundo” y destacó que actualmente el país “registra su mayor pico de reservas”.
El gobierno busca incorporar en la nueva ley un tipo de acuerdo llamado “contrato de participación productiva”, un modelo ya aplicado con empresas como Chevron que, según expertos, facilita una mayor participación privada. La funcionaria resaltó que este esquema ha permitido a Chevron “tener la producción más alta en los últimos 25 años en Venezuela”.
Por su parte, el presidente de la Asamblea Nacional, Jorge Rodríguez, aseguró que la única forma de que la producción petrolera crezca “de manera exponencial” es con la llegada inmediata de inversión extranjera, garantizando que los recursos ingresen “sin ningún tipo de preocupación”.
Asimismo, destacó la necesidad de ofrecer “seguridad jurídica” y mecanismos de arbitraje claros para las empresas extranjeras, además de combatir prácticas corruptas durante esta etapa compleja que atraviesa el país.
En 2025, la producción petrolera venezolana alcanzó 1.081.000 barriles por día (bpd), acumulando cinco años consecutivos de crecimiento desde 2021 cuando se produjeron 636.000 bpd, y superando el promedio de 1.013.000 bpd registrado en 2019, según datos oficiales.
Para este año, Venezuela prevé una inversión petrolera de 1.400 millones de dólares, un aumento considerable frente a los casi 900 millones del año anterior, según se anunció en la consulta pública sobre la reforma de la ley de hidrocarburos.
La propuesta también ha generado opiniones diversas: mientras empresarios consideran que fomenta la inversión inmediata, analistas y ejecutivos advierten que se requieren cambios más profundos y que grandes productores estadounidenses podrían mantenerse al margen hasta que haya una reforma más clara y una Asamblea Nacional con mayor oposición.
En paralelo, Chevron ha ampliado su flota y acelerado envíos de crudo venezolano dentro de una nueva estrategia estadounidense, asumiendo mayores volúmenes del proyecto Petroboscan, una empresa conjunta con la estatal PDVSA.
La entrada Venezuela aspira a convertirse en un “gigante productor” de petróleo como “EEUU, Rusia y Arabia Saudita” se publicó primero en Energía Online.
La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, manifestó su ambición de que el país deje de ser solo el poseedor de las mayores reservas petroleras para convertirse en un gigante productor a nivel mundial, comparable con Estados Unidos, Rusia y Arabia Saudita.
Durante un encuentro con representantes de empresas petroleras nacionales e internacionales, Rodríguez afirmó: “Tenemos que pasar de ser el país con las reservas más grandes de petróleo del planeta a ser un gigante productor, que Venezuela sea un gigante al lado de Rusia, de Estados Unidos, de Arabia Saudita, que seamos gigantes productores de petróleo. (…) Ya basta del título de tener las mayores reservas y que eso no se traduzca en desarrollo para Venezuela”.
El evento formó parte del proceso de consultas para la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, propuesta recientemente a la Asamblea Nacional. En la reunión participaron compañías como Repsol, Chevron, Shell, además de empresas de China, Qatar y firmas locales, y fue transmitida por Venezolana de Televisión (VTV).
Rodríguez señaló que la reforma permitirá que Venezuela “empiece su camino para convertirse” en un “gigante productor del mundo” y destacó que actualmente el país “registra su mayor pico de reservas”.
El gobierno busca incorporar en la nueva ley un tipo de acuerdo llamado “contrato de participación productiva”, un modelo ya aplicado con empresas como Chevron que, según expertos, facilita una mayor participación privada. La funcionaria resaltó que este esquema ha permitido a Chevron “tener la producción más alta en los últimos 25 años en Venezuela”.
Por su parte, el presidente de la Asamblea Nacional, Jorge Rodríguez, aseguró que la única forma de que la producción petrolera crezca “de manera exponencial” es con la llegada inmediata de inversión extranjera, garantizando que los recursos ingresen “sin ningún tipo de preocupación”.
Asimismo, destacó la necesidad de ofrecer “seguridad jurídica” y mecanismos de arbitraje claros para las empresas extranjeras, además de combatir prácticas corruptas durante esta etapa compleja que atraviesa el país.
En 2025, la producción petrolera venezolana alcanzó 1.081.000 barriles por día (bpd), acumulando cinco años consecutivos de crecimiento desde 2021 cuando se produjeron 636.000 bpd, y superando el promedio de 1.013.000 bpd registrado en 2019, según datos oficiales.
Para este año, Venezuela prevé una inversión petrolera de 1.400 millones de dólares, un aumento considerable frente a los casi 900 millones del año anterior, según se anunció en la consulta pública sobre la reforma de la ley de hidrocarburos.
La propuesta también ha generado opiniones diversas: mientras empresarios consideran que fomenta la inversión inmediata, analistas y ejecutivos advierten que se requieren cambios más profundos y que grandes productores estadounidenses podrían mantenerse al margen hasta que haya una reforma más clara y una Asamblea Nacional con mayor oposición.
En paralelo, Chevron ha ampliado su flota y acelerado envíos de crudo venezolano dentro de una nueva estrategia estadounidense, asumiendo mayores volúmenes del proyecto Petroboscan, una empresa conjunta con la estatal PDVSA.
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Enersa firmó un convenio con el municipio de Aldea Brasilera para avanzar con el desarrollo de un parque solar en esa localidad. El acuerdo fue suscripto por el presidente de Enersa, Uriel Brupbacher; el intendente de Aldea Brasilera, Hugo Ramírez; y el gerente de Sector Energías Renovables de la Empresa, Daniel Schwindt.
El parque contará con una potencia instalada de 300 kWp y estará equipado con aproximadamente 600 paneles solares Trina y 10 inversores Huawei de 30 kW cada uno. Su incorporación permitirá optimizar el funcionamiento del sistema eléctrico en puntos estratégicos de la red de distribución.
Aldea Brasilera presenta condiciones favorables para este tipo de desarrollos. En ese sentido, cabe recordar que Enersa instaló medidores inteligentes que permiten a los usuarios conocer en tiempo real su consumo energético, consultar su historial a través de una aplicación y recibir información directa desde la Empresa. Este salto tecnológico refuerza la transparencia y potencia la relación entre Enersa y sus usuarios, además de sentar las bases para avanzar hacia un esquema de “Smart City”.
La iniciativa forma parte del trabajo que Enersa impulsa junto al Gobierno de Entre Ríos para acompañar el desarrollo productivo regional, modernizar la infraestructura eléctrica y avanzar hacia un modelo energético más sustentable en la Provincia.
La entrada Entre Ríos proyecta un parque solar en Aldea Brasilera y avanza en la transición energética se publicó primero en Energía Online.
Enersa firmó un convenio con el municipio de Aldea Brasilera para avanzar con el desarrollo de un parque solar en esa localidad. El acuerdo fue suscripto por el presidente de Enersa, Uriel Brupbacher; el intendente de Aldea Brasilera, Hugo Ramírez; y el gerente de Sector Energías Renovables de la Empresa, Daniel Schwindt.
El parque contará con una potencia instalada de 300 kWp y estará equipado con aproximadamente 600 paneles solares Trina y 10 inversores Huawei de 30 kW cada uno. Su incorporación permitirá optimizar el funcionamiento del sistema eléctrico en puntos estratégicos de la red de distribución.
Aldea Brasilera presenta condiciones favorables para este tipo de desarrollos. En ese sentido, cabe recordar que Enersa instaló medidores inteligentes que permiten a los usuarios conocer en tiempo real su consumo energético, consultar su historial a través de una aplicación y recibir información directa desde la Empresa. Este salto tecnológico refuerza la transparencia y potencia la relación entre Enersa y sus usuarios, además de sentar las bases para avanzar hacia un esquema de “Smart City”.
La iniciativa forma parte del trabajo que Enersa impulsa junto al Gobierno de Entre Ríos para acompañar el desarrollo productivo regional, modernizar la infraestructura eléctrica y avanzar hacia un modelo energético más sustentable en la Provincia.
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Se llevó adelante la ejecución del Golden Row del Parque Solar Arauco I, una etapa fundamental dentro del desarrollo del proyecto que marca el inicio del montaje operativo del parque y consolida los estándares técnicos y de calidad que se aplicarán durante toda la obra.
El Golden Row consiste en la instalación de la primera fila completa de paneles solares, permitiendo verificar en campo la correcta ejecución de todos los componentes del sistema de seguimiento solar: montaje de módulos fotovoltaicos, conexionado eléctrico en corriente continua, puesta a tierra, controles de calidad y cumplimiento de las condiciones de seguridad. Esta instancia funciona además como una jornada técnica de validación y capacitación, donde se alinean criterios entre la ingeniería, la tecnología aplicada y la empresa contratista responsable de la obra.
Durante esta etapa se confirmó que los procedimientos constructivos y los estándares definidos por el fabricante de los seguidores solares se aplican correctamente antes de avanzar con la ejecución a gran escala, estableciendo un modelo de referencia que luego será utilizado como criterio de aceptación del proyecto por parte del cliente.
La jornada contó con la participación de Trina Tracker, compañía líder mundial en soluciones de seguimiento solar para plantas fotovoltaicas de gran escala, con presencia en más de 700 proyectos en más de 60 países, y de solar DQD, empresa especializada en el desarrollo y construcción de parques solares, con más de 1.200 MWp construidos y más de 180.000 paneles instalados en Argentina. La experiencia conjunta entre ambas firmas aporta un sólido know-how técnico que garantiza eficiencia, seguridad y confiabilidad en este tipo de desarrollos.
Una vez finalizado, el Parque Solar Arauco I contará con más de 1.600 seguidores solares y 94.000 paneles fotovoltaicos, alcanzando una capacidad instalada de 50 MW, suficiente para abastecer a más de 52.000 hogares y reducir aproximadamente 53.100 toneladas de CO₂ por año, reafirmando el compromiso de Parque Arauco con la transición energética y la sustentabilidad.
Este proyecto permitirá integrar por primera vez una planta solar al complejo eólico existente, dando origen al mayor parque híbrido eólico–solar de Sudamérica, un desarrollo estratégico no solo para Parque Arauco sino también para la provincia de La Rioja, que continúa posicionándose como referente regional en energías renovables.
Durante el año se realizaron tareas de nivelación, apertura de caminos, ampliación de la estación transformadora Arauco I y el arribo de los primeros componentes del sistema de seguimiento solar. Con tecnología Huawei, seleccionada tras un riguroso proceso internacional, el parque solar prevé iniciar su operación entre marzo y abril del próximo año, consolidando un nuevo paso en el crecimiento energético sostenible de la provincia.
La entrada La Rioja: colocan los primeros paneles en el Parque Solar Arauco I se publicó primero en Energía Online.
Se llevó adelante la ejecución del Golden Row del Parque Solar Arauco I, una etapa fundamental dentro del desarrollo del proyecto que marca el inicio del montaje operativo del parque y consolida los estándares técnicos y de calidad que se aplicarán durante toda la obra.
El Golden Row consiste en la instalación de la primera fila completa de paneles solares, permitiendo verificar en campo la correcta ejecución de todos los componentes del sistema de seguimiento solar: montaje de módulos fotovoltaicos, conexionado eléctrico en corriente continua, puesta a tierra, controles de calidad y cumplimiento de las condiciones de seguridad. Esta instancia funciona además como una jornada técnica de validación y capacitación, donde se alinean criterios entre la ingeniería, la tecnología aplicada y la empresa contratista responsable de la obra.
Durante esta etapa se confirmó que los procedimientos constructivos y los estándares definidos por el fabricante de los seguidores solares se aplican correctamente antes de avanzar con la ejecución a gran escala, estableciendo un modelo de referencia que luego será utilizado como criterio de aceptación del proyecto por parte del cliente.
La jornada contó con la participación de Trina Tracker, compañía líder mundial en soluciones de seguimiento solar para plantas fotovoltaicas de gran escala, con presencia en más de 700 proyectos en más de 60 países, y de solar DQD, empresa especializada en el desarrollo y construcción de parques solares, con más de 1.200 MWp construidos y más de 180.000 paneles instalados en Argentina. La experiencia conjunta entre ambas firmas aporta un sólido know-how técnico que garantiza eficiencia, seguridad y confiabilidad en este tipo de desarrollos.
Una vez finalizado, el Parque Solar Arauco I contará con más de 1.600 seguidores solares y 94.000 paneles fotovoltaicos, alcanzando una capacidad instalada de 50 MW, suficiente para abastecer a más de 52.000 hogares y reducir aproximadamente 53.100 toneladas de CO₂ por año, reafirmando el compromiso de Parque Arauco con la transición energética y la sustentabilidad.
Este proyecto permitirá integrar por primera vez una planta solar al complejo eólico existente, dando origen al mayor parque híbrido eólico–solar de Sudamérica, un desarrollo estratégico no solo para Parque Arauco sino también para la provincia de La Rioja, que continúa posicionándose como referente regional en energías renovables.
Durante el año se realizaron tareas de nivelación, apertura de caminos, ampliación de la estación transformadora Arauco I y el arribo de los primeros componentes del sistema de seguimiento solar. Con tecnología Huawei, seleccionada tras un riguroso proceso internacional, el parque solar prevé iniciar su operación entre marzo y abril del próximo año, consolidando un nuevo paso en el crecimiento energético sostenible de la provincia.
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La empresa Hidrocarburos del Neuquén (HIDENESA) inició el movimiento de la infraestructura de la planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) que se instalará en Moquehue. En los últimos días llegaron los nuevos equipos al tiempo que trasladarán los componentes de la planta que funcionaba en Los Miches, reutilizando de manera estratégica los equipos que quedaron disponibles tras la reciente habilitación del gas natural en esa localidad.
Cabe mencionar que el año pasado el gobernador Rolando Figueroa otorgó un aporte de capital de 2.198 millones de pesos a HIDENESA para financiar la ampliación de la red de gas domiciliaria en Moquehue.
El proyecto contempla la instalación de 12.000 metros lineales de cañería de polietileno, lo que permitirá que 500 nuevos usuarios accedan por primera vez al servicio de GLP. Esta medida representa un salto cualitativo en la calidad de vida de las familias de la zona cordillerana y acompaña el desarrollo turístico y residencial de la localidad.
Además del avance en Moquehue, HIDENESA continuará ejecutando obras de ampliación y mejoras de servicio en distintas localidades del interior, como Antiñir Pilquiñán, Los Carrizos, Las Ovejas, Manzano Amargo y Varvarco. De esta manera, la provincia busca reducir la brecha de infraestructura, garantizando que el recurso energético llegue de manera eficiente a las comunidades que más lo necesitan.
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El Gobierno de Río Negro adjudicó a la empresa Pan American Energy (PAE), la exploración del área hidrocarburífera Cinco Saltos Sur, en la Cuenca Neuquina. La compañía invertirá USD 8,58 millones en los próximos dos años, con un plan que incluye estudios exploratorios y perforación.
La adjudicación se concretó tras un proceso licitatorio en el que PAE presentó la mejor oferta técnica y económica. La inversión inicial abarcará estudios geológicos y geofísicos, seguidos de la perforación de un pozo exploratorio clave para determinar el potencial productivo del área. En función de los resultados, la compañía podrá avanzar hacia una etapa de desarrollo con mayor actividad en la zona.
Cinco Saltos Sur no registra actividad desde 1979. En la actualidad, por los resultados obtenidos con los siete pozos no convencionales de los primeros permisos exploratorios, se convierte en un área estratégica para impulsar el desarrollo hidrocarburífero, con especial interés en los recursos de Vaca Muerta.
En particular, todos los trabajos exploratorios deberán cumplir con los requisitos especiales como la elaboración de Estudio de Sensibilidad Ambiental y Social detallado, prestando especial atención a la zona de Perilago, el Arroyón y áreas de viviendas.
Con esta adjudicación, ya son cinco las áreas con objetivo no convencional hacia la formación Vaca Muerta del lado rionegrino de la Cuenca, una concesión de explotación y cuatro permisos exploratorios.
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Durante 2025, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro fortaleció el control de las inversiones comprometidas en las prórrogas de concesiones de petróleo y gas, con comisiones técnicas e inspecciones junto a Ambiente y el DPA para verificar el cumplimiento en toda la provincia.
El año pasado, la Provincia alcanzó acuerdos de prórroga con cinco empresas (Vista Energy, Petróleos Sudamericanos, JCR, Quintana Energy y Tecpetrol), que aseguran USD 270,5 millones en inversiones comprometidas, con plazos extendidos hasta 2035 y 2037. Los acuerdos fueron ratificados por la Legislatura provincial, tal cual lo establece la normativa vigente.
Además de los compromisos de inversión, se incluyeron USD 39,1 millones como ingresos extraordinarios para Río Negro y USD 500 mil anuales destinados a programas de capacitación. Según lo establecido por la Ley N° 5733, los municipios y comisiones de fomento sólo pueden aplicar esos recursos a obras y equipamientos, con prohibición expresa de utilizarlos para gastos corrientes.
Sobre fines del año, la Secretaría mantuvo reuniones con operadoras en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos, con participación de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y del Departamento Provincial de Aguas (DPA), para evaluar actividad, cumplimiento de compromisos y proyecciones de trabajo.
“Las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, sostuvo la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
En ese esquema de trabajo, también se realizaron instancias de actualización con Phoenix Global Resources, que tiene un contrato de exploración y ha obtenido buenos resultados en actividad no convencional vinculada a la formación Vaca Muerta, del lado rionegrino de la Cuenca Sedimentaria Neuquina.
A nivel general, la actividad desarrollada durante 2025 incluyó 11 pozos nuevos (siete convencionales y cuatro no convencionales) y 30 intervenciones (workover) para sostener o recuperar la producción y extender la vida útil de pozos existentes.
En campo, la fiscalización se sostiene con inspecciones periódicas y control de parámetros clave: seguridad, ambiente, calidad de agua y niveles de ruido, en coordinación con los organismos provinciales que intervienen en cada operación.
Las agendas de seguimiento continuarán con instancias presenciales ya programadas para el inicio de 2026, sosteniendo un esquema de control sistemático sobre compromisos e inversiones.
En paralelo, el Gobierno Provincial ratificó que, frente a concesiones donde no se alcancen acuerdos, se avanzará con relicitaciones para asegurar la continuidad operativa y la remediación ambiental, priorizando la evaluación de pasivos ambientales y una explotación racional del recurso.
Como parte de las cláusulas vinculadas a las prórrogas, Río Negro consolidó un esquema para garantizar pasantías educativas en empresas hidrocarburíferas mediante actas acuerdo con sedes de la Universidad Nacional de Río Negro y con la FADECS, de la Universidad Nacional del Comahue, a través de un mecanismo de coordinación con la Unidad Provincial de Enlace con Universidades.
El sistema actual eleva la exigencia a cinco pasantes por empresa y prioriza que esas oportunidades sean para estudiantes rionegrinos, articulando perfiles y convocatorias con las universidades.
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El Gobierno de Río Negro puso en marcha la modernización de la Estación Transformadora Roca, un proyecto que combina una obra civil con la adquisición de equipamiento tecnológico de vanguardia, convirtiéndola en uno de los nodos eléctricos más modernos de la provincia. Los trabajos serán financiados íntegramente con fondos provinciales con una inversión superior a los $2.500 millones.
El proyecto, que fue diseñado a través del trabajo conjunto entre la Secretaría de Energía de Río Negro y la empresa Transcomahue, significará un salto tecnológico para General Roca.
La inversión tecnológica adicional incluye protecciones de alta tecnología, los sistemas de tableros y gabinetes, reguladores de tensión y medición de precisión.
A través de la actualización de los tableros de protección, control y servicios auxiliares se reducirán los riesgos de fallas y se dotará a la empresa prestadora del servicio de herramientas digitales para una operación más eficiente.
La obra central, adjudicada a la firma Quantum SRL, consiste en la readecuación del antiguo Edificio de Celdas de 33 KV, con el objetivo de adaptarlo para su funcionamiento como nueva Sala de Control. Los trabajos incluyen el reacondicionamiento edilicio total, con pisos, muros, cielorrasos y accesos; y la instalación de sistemas de seguridad y comunicaciones.
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El consorcio Southern Energy, integrado por YPF, Pan American Energy (PAE) y Pampa Energía, adjudicó a la empresa india Welspun el contrato para la provisión de caños del gasoducto que conectará la formación Vaca Muerta con la costa de Río Negro y desplazó al Grupo Techint, proveedor tradicional de la infraestructura energética argentina.
Según trascendió de datos de mercado, la oferta de la empresa ganadora estuvo un 40% por debajo de la realizada por la firma que lidera Paolo Rocca.
El ministro de Desregulación del Estado, Federico Sturzenegger defendió el resultado dado el beneficio que representa para el costo de la obra. Si bien la licitación fue entre empresas privadas, el desplazamiento del grupo Techint es de alto impacto político.
El proyecto es para la provisión de tuberías de acero de gran diámetro para un ducto de aproximadamente 480 a 500 kilómetros, que unirá la planta de Tratayén (Neuquén) con San Antonio Este (Río Negro), base del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL). La firma de la India superó a otros 15 oferentes internacionales de países como China, España, México y Turquía.
En un posteo en redes sociales, Sturzenegger sostuvo que “caños más caros implican menor rentabilidad del proyecto, menores inversiones, menos empleo y menos exportaciones”, validando la competencia internacional bajo el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
“GrupoTechint habría ofrecido los caños 40% más caros. Aunque alguien quizás pensara que aun así debería habérseles adjudicado (de hecho, esa es la lógica del compre nacional, felizmente derogado), creo que eso es indefendible”, señaló el funcionario.
El ministro enfatizó que “caños más caros implican menor rentabilidad del proyecto, menores inversiones, menos empleo, menos exportaciones”.
Como el precio del gas está fijo, ese mayor costo lo hubiéramos pagado quizás con un precio mayor de la energía para miles de empresas (incluyendo pymes) y consumidores”, añadió Srurzenegger. “Es el costo argentino que le dicen”, lanzó.
Por otro lado, recordó que “cada importación genera la necesidad de una exportación. Es decir que la importación a menor costo genera un cambio en el tipo de cambio que genera rentabilidad en otras industrias de exportación con innumerables beneficios de eficiencia, empleo y riqueza. Son los beneficios de la apertura económica”.
Welspun Corp Ltd. es uno de los mayores fabricantes de tubos de acero a nivel global, con una capacidad instalada de 2.55 millones de toneladas anuales. Aunque es reconocida por su división textil, su rama metalúrgica opera plantas en India, Estados Unidos y Arabia Saudita.
La entrada El Gobierno adjudicó a una firma india la provisión de caños para el gasoducto se publicó primero en Energía Online.
El Gobierno nacional oficializó este martes la prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2027, focalizada en los segmentos de transporte y distribución de gas natural. La medida fue dispuesta mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 49/2026 y apunta a garantizar el abastecimiento durante los próximos dos inviernos ante la falta de infraestructura suficiente para llevar el gas de Vaca Muerta a los principales centros de consumo.
Según establece la norma firmada por el presidente Javier Milei y todo su gabinete, las obras de ampliación de los gasoductos “recién entrarían en operación en el período invernal del año 2027”, lo que obliga al país a continuar dependiendo de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir los picos de demanda residencial y la generación de energía eléctrica.
En ese marco, el decreto introduce un cambio significativo en la operatoria del comercio exterior energético: el Estado dejará de actuar como importador directo a través de ENARSA y buscará transferir esa función al sector privado.
Para ello, el Gobierno instruyó a la Secretaría de Energía a realizar un concurso competitivo destinado a seleccionar a un comercializador privado que se encargue de importar el GNL y regasificarlo en la terminal de Escobar, actualmente la única operativa en el país. En los considerandos, el Ejecutivo sostuvo que la intervención estatal previa “ha sido incapaz de dar una solución eficiente y ha implicado erogaciones de mucha envergadura”.
No obstante, y ante la existencia de un monopolio natural por tratarse de una única terminal de ingreso, el DNU fija un precio máximo para la venta de ese gas en el mercado interno durante los inviernos de 2026 y 2027. El tope se calculará en base a un marcador internacional más los costos logísticos, con el objetivo de evitar abusos de posición dominante por parte del futuro operador privado.
El decreto también detalla los motivos que justifican la continuidad de la emergencia. Entre ellos, menciona el cuello de botella en la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Área Metropolitana de Buenos Aires y el Litoral, y la fuerte dependencia del GNL importado para abastecer a los usuarios residenciales y garantizar el funcionamiento de las centrales térmicas en los días de mayor demanda.
Finalmente, la norma contempla un plan alternativo: si el proceso licitatorio no logra adjudicar la importación a un privado, ENARSA deberá retomar la responsabilidad de garantizar el suministro de gas para el sistema energético nacional.
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El Gobierno nacional rechazó un pedido para revelar la ubicación de las reservas del oro del país, en el marco de la causa que se tramita en Estados Unidos por la estatización de YPF.
La presentación ingresó al juzgado de Loretta Preska, según dio a conocer el especialista Sebastián Maril a través de sus redes sociales.
“El Gobierno rechazó este pedido explicando que el oro pertenece al BCRA y, al ser una entidad independiente, el Tesoro no tiene acceso a dicha información”, precisó Maril.
Por otro lado, también rechazó el pedido de que el ministro de Economía, Luis Caputo, se presente a declarar para dar precisiones sobre el pedido. El Gobierno señaló que le hará el pedido correspondiente al Banco Central.
Los beneficiarios del fallo por US$16.000 millones intentan establecer conexiones para detectar activos que le permitan a la jueza ordenar la ejecución de la sentencia.
Cabe recordar que Argentina apeló el fallo condenatorio de Preska y está a la espera de esa resolución por parte de la Corte de Apelaciones.
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Luego de haber perdido la licitación para la provisión de caños destinados al proyecto de exportación de Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA), el Grupo Techint evalúa presentar una denuncia por dumping contra la firma india Welspun que resultó adjudicataria, según indicaron a EconoJournal fuentes vinculadas al holding que encabeza Paolo Rocca. Desde el gobierno aclararon, sin embargo, que los plazos para resolver un planteo como este —si es que se materializara— se extenderían por varios meses, por lo que en la práctica es poco factible poder frenar el avance del proyecto de SESA.
Allegados a Techint sostienen que los tubos indios son fabricados con chapas provenientes de China, país que suele recibir múltiples denuncias por comercializar productos por debajo de sus costos para ganar mercados. Por ese motivo, afirman, la oferta inicial de Welspun terminó siendo la más competitiva.
Pese a ello, la firma liderada por Rocca aseguró, tal como informó este lunes EconoJournal, que una vez que se conocieron las ofertas ofreció, en una carta enviada al directorio de SESA, “igualar las condiciones comerciales de la oferta alternativa» con el objetivo de «preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular, el cual representa más del 60% del mercado argentino de tubería…». Sin embargo, SESA rechazó el pedido por interpretar que se oficializó cuando la adjudicación a Welspun ya era un hecho y los plazos legales estaban expirados.
Tenaris, la siderúrgica de Techint que compitió en la licitación, emplea a 420 personas y, por cada empleado de la compañía, se estima que hay otros 4 empleos asociados en su cadena de valor. Por lo tanto, la perdida de este contrato impactará de lleno sobre esos empleados y la red de proveedores locales.
En caso de que se concrete, la denuncia por supuesto dumping deberá ser evaluada por el gobierno, aunque desde el Ejecutivo ya salieron a respaldar el resultado de la licitación. El ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, respaldó el lunes la decisión del consorcio de otorgarle el contrato a la india Welspun y no darle a Techint la posibilidad de igualar la oferta.
“Si las licitaciones se hacen otorgándole un first-refusal a una empresa, es probable que no se presenten muchos oferentes. Sabrían que muchas ofertas que hagan serían inútiles porque habrá una empresa que podrá ganarles luego de ellos presentar su precio. El resultado será mucha menos competencia futura en el sector y, eventualmente, costos más altos”, aseguró el ministro que se mantuvo ajeno a todo el proceso licitatorio.
Desde el Ministerio de Economía, en cambio, monitorearon casi en tiempo real los acontecimientos del concurso realizado por SESA. En la cartera que dirige Luis ‘Toto’ Caputo evitaron intervenir formalmente en el proceso por entender que se trataba de una negociación entre privados, pero sí intentaron extraoficialmente que las partes encuentren una solución ‘sistémica’; algo que al final del día no ocurrió.
Cerca de Techint recogieron el guante y cuestionaron al gobierno. “Con ingresos fiscales que cede el Estado nacional (y todos los argentinos), se financia el trabajo en la India y China. Por el contrario, las empresas argentinas aún trabajan en un entorno poco competitivo con impuestos distorsivos como el impuesto al cheque (nacional), ingresos brutos (provinciales) y tasas municipales (locales) que penalizan la agregación de valor”, remarcaron.
Luego fueron más allá y subrayaron que “el RIGI en sus considerandos establece entre sus objetivos principales ‘fomentar el desarrollo de las cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión’. Sin embargo, con este proyecto va a ocurrir todo lo contrario, aún en un contexto en el que todos los países y regiones como los Estados Unidos y la Unión Europea se defienden de la competencia desleal asiática”.
“El debate de fondo es si queremos ser Noruega o Nigeria. Desarrollados adecuadamente en un ‘proyecto país’, los recursos naturales pueden ser una palanca poderosa para generar divisas, crear empleo de calidad, desarrollos tecnológicos y activos de largo impacto que apuntalen el crecimiento futuro de la Argentina. Vaca Muerta y la minería pueden contribuir con el desarrollo de valor agregado nacional. O podemos seguir el otro camino, el de la primarización de la economía”, concluyeron desde la T.
Cerca del consorcio que impulsa la exportación de GNL también fijaron posición y relativizaron los argumentos de Techint. “La chapa para el gasoducto no se produce en Argentina y debe ser importada. La chapa que compra Tenaris en Argentina es importada 100% de Brasil, no es ‘compre argentino’. En Argentina, solo plega la chapa y hace la costura a los caños”, remarcaron.
Además, negaron que la oferta de la empresa india se sostenga en una maniobra de dumping y remarcaron que Techint también suele ser un comprador habitual de chapa china. “Welspun producirá los caños en India y ejerció el derecho de comprar la chapa en donde sea más competitivo para el proyecto. No es un caso de dumping. En sus operaciones en Medio Oriente Tenaris compra la chapa en China”, respondieron.
“Casi todos los productos que ingresan a la Argentina tienen una parte de componente chino, incluso aquellos que se fabrican en el país. Con ese criterio, debería haber cientos de casos de dumping (autos chinos, por ejemplo) pero lo cierto es que no hay ninguno”, insistieron.
“Tenaris compra la chapa en Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais (Usiminas), empresa en la que Ternium, la siderúrgica de Techint, ejerce el control, por lo que en los hechos ‘se compra la chapa a sí misma’. Techint aun siendo el dueño de la fábrica de la chapa y de todo el proceso de fabricación no llega a ser competitiva”, concluyeron.
, Redaccion EconoJournal
El número de nudos reservados para concurso de generación y Transición Justa (TSJ) asciende en España a 386, con una capacidad total de acceso no disponible para proyectos Modelo de Producción de Energía eléctrica (MPE) de 165.457 MW, según el informe mensual de APPA Renovables actualizado al 1 de diciembre de 2025.
La cifra, provista por MITECO y Red Eléctrica España, refleja la magnitud del espacio reservado para futuros procesos competitivos de acceso a la red.
Del total de capacidad restringida, 176116 MW corresponden a almacenamiento MPE, mientras que 1.674 MW fueron otorgados específicamente a proyectos de autoconsumo MPE, lo que indica un incipiente pero relevante movimiento en ese segmento del mercado. Cataluña se posiciona a la cabeza en términos de capacidad bloqueada, con 22.980 MW no disponibles para MPE, seguida de cerca por Andalucía (25338 MW) y Castilla y León (20635 MW).
Otras regiones con volúmenes significativos incluyen la Comunidad Valenciana (13816 MW), Galicia (12066 MW), Madrid (11723 MW) y Castilla-La Mancha (9747 MW), lo que da cuenta de una distribución amplia del recurso, pero también de desafíos compartidos en materia de capacidad de evacuación. En el extremo opuesto se encuentran comunidades como Navarra (2064 MW), Región de Murcia (1954 MW) y La Rioja (8677 MW), cuyas restricciones, aunque menores en términos absolutos, siguen condicionando el desarrollo regional.
La infraestructura comprometida para almacenamiento también presenta patrones similares, con Cataluña y Andalucía superando los 24.000 MW y 27.000 MW respectivamente, mientras que otras regiones como el País Vasco (17288 MW) y Castilla y León (21436 MW) exhiben altos niveles de saturación. En cuanto a la capacidad asignada a autoconsumo, destacan Castilla y León (566 MW), Aragón (202 MW) y Comunidad Valenciana (211 MW), reflejando un mayor dinamismo en ciertos territorios.
Cabe recordar que, desde 2021, los nudos reservados para concurso se convierten en un instrumento estratégico del sistema eléctrico español, definido por el Real Decreto 1183/2020, que establece que aquellos puntos de la red con capacidad liberada deben ser asignados mediante procedimientos competitivos. Asimismo, los nudos vinculados a la Estrategia de Transición Justa (TSJ) también se mantienen en reserva para garantizar el desarrollo de proyectos renovables en zonas especialmente afectadas por el cierre de instalaciones térmicas o industriales, fomentando así la reactivación económica y social de dichos territorios.
La evolución respecto a meses anteriores muestra un crecimiento sostenido: según APPA, el número de nudos reservados exclusivamente para demanda ya alcanza los 80, lo que implica un aumento de cinco unidades respecto al mes anterior. Andalucía lidera esta categoría con 19 nudos, seguida por Castilla y León (12), Aragón (10), Castilla-La Mancha (9) y Madrid (7). En este contexto, algunas comunidades aún no cuentan con nudos habilitados para demanda, como Cantabria, La Rioja, Navarra y Asturias.
Por otro lado, el informe también incluye el detalle de las solicitudes de acceso de demanda en la Red de Transporte, lo que permite visualizar el apetito creciente por parte de diferentes actores. El total de potencia solicitada en diciembre supera los 90426 MW, con 122 solicitudes registradas. Entre ellas, destaca el caso del almacenamiento, que concentra 37371 MW, lo que representa el segundo tipo de solicitud con mayor volumen y confirma un crecimiento sin precedentes en este segmento.
Se trata de un nuevo pico histórico en solicitudes de acceso para instalaciones de almacenamiento que consumirán energía desde la red, ya sea como sistemas autónomos o integrados con generación. Esta cifra supera con amplitud los valores reportados en meses anteriores y consolida al almacenamiento como un actor central en la transformación del sistema eléctrico. Además, 25.597 MW corresponden a instalaciones en régimen de autoconsumo conectadas en posiciones de evacuación de generación, reflejando la consolidación de esta modalidad dentro de la planificación eléctrica nacional.
El análisis de estas cifras deja en evidencia la presión creciente sobre los puntos de conexión en la red de transporte, donde la apertura de concursos será clave para descongestionar el sistema y habilitar nueva capacidad renovable. En palabras del propio documento institucional, la capacidad de acceso representa “la potencia activa máxima que podrá inyectarse a la red”, lo que pone en valor cada MW reservado en estos nodos como un recurso estratégico.
Así, mientras España se aproxima a una nueva ola de concursos de acceso, la fotografía actual del sistema revela una competencia territorial compleja, con actores expectantes por participar en un mercado que se ve condicionado por la disponibilidad física de la red. El mapa de los nudos reservados no solo refleja la realidad técnica del sistema eléctrico, sino también las tensiones regulatorias y la necesidad de planificación a largo plazo para alcanzar los objetivos de transición energética.
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La provincia de Buenos Aires oficializó recientemente una resolución clave que marca un cambio estructural en el desarrollo de la generación distribuida: se habilita la modalidad comunitaria, que permite a múltiples usuarios —con puntos de suministro independientes— asociarse para desarrollar proyectos colectivos de energía renovable, compartir el autoconsumo y monetizar los excedentes que inyecten a la red.
“La necesidad era ganar escala para viabilizar las inversiones”, explicó el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, en diálogo con Energía Estratégica.
La decisión surge de un proceso de diálogo con múltiples actores del sector energético, tanto públicos como privados, que venían señalando la limitación de la escala individual para hacer rentable este tipo de desarrollos.
“Es parte del proceso de expansión de la generación distribuida, de la diversificación de nuestra matriz, pero después, además, la necesidad que tenían muchos sectores de poder hacer algo que es una inversión más equilibrada para ellos”, añadió Ghioni.
El reglamento establece reglas técnicas, contractuales y económicas claras para proyectos superiores a 10 kW, lo que otorga mayor previsibilidad al inversor. A su vez, quienes se inscriban en el RUGER (Registro Único de Generadores de Energías Renovables) podrán acceder a los beneficios fiscales de la Ley 15.325, incluyendo una articulación directa con ARBA, lo que optimiza el retorno de inversión.
La medida apunta directamente a sectores como PyMEs, cooperativas, municipios, parques industriales y comunidades urbanas o rurales, que se podrían sumarse como usuarios – generadores, ampliando los 22,61 MW de capacidad instalada bajo la Ley N° 27424.
“La potencialidad es grande, dependerá de lo económico, de cómo impactan las tarifas, el financiamiento y el tipo de cambios. Son tres factores que hacen al retorno de inversión para el usuario”, indicó el funcionario.
En este contexto, el Banco Provincia aparece como un aliado clave para acompañar financieramente estos proyectos. Según confirmó el entrevistado, la entidad ya posee líneas de financiamiento para generación distribuida y esta modalidad “podría acoplarse”.
De hecho, la entidad ha participado activamente en diversas actividades de difusión sobre la ley, consolidando un marco institucional favorable al despliegue del modelo.
“Este es un punto más que da claridad normativa y el Banco Provincia siempre acompaña estos proyectos”, afirmó Ghioni, reforzando la idea de que el nuevo esquema regulatorio no sólo habilita una figura legal, sino que cuenta con herramientas para su implementación efectiva.
Paralelamente, Buenos Aires continúa con el desarrollo de proyectos solares de generación distribuida a mayor escala. El subsecretario adelanta que durante este año se prevé la finalización de la construcción y puesta en marcha del primer parque solar provincial, desarrollado en la costa bonaerense por la empresa estatal Buenos Aires Energía (BAESA).
Además, se encuentran en obra cinco parques solares adicionales bajo el Programa de Incentivo a la Generación Distribuida (PROINGED), con más proyectos en carpeta. En este sentido, la Provincia también busca avanzar en eficiencia energética y transición energética local, colaborando con municipios y organismos públicos para reducir consumos y optimizar recursos.
Una de las novedades dentro de los proyectos del PROINGED es la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías en los nuevos desarrollos, para enfrentar desafíos técnicos en zonas con redes débiles.
“Los proyectos del PROINGED los estamos evaluando, porque tenemos que resolver un problema puntual de las líneas. Y el almacenamiento es una herramienta que está funcionando, con lo cual la seguiremos expandiendo”, manifestó Ghioni.
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El almacenamiento con baterías (BESS) se consolida como el eje más disruptivo del nuevo Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica 2026-2050, publicado por el Ministerio de Energía y Minas de Guatemala.
Para el sector privado, su incorporación marca un cambio de paradigma en la forma de planificar el sistema eléctrico, al permitir mayor flexibilidad, confiabilidad y capacidad de integración de energías renovables variables.
“Las baterías son una herramienta crítica para acompañar la transición energética, especialmente si queremos reducir la dependencia de la generación convencional en momentos de alta demanda”, señaló Ottoniel Isaias Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG).
Los BESS permitirán absorber excedentes de generación solar y eólica, mitigar los efectos de su intermitencia y evitar congestiones en puntos críticos de la red.
En paralelo, el plan también contempla la expansión de líneas en 69, 138, 230 y 400 kV, electrificación rural y reducción de pérdidas técnicas, pero desde el sector renovable aseguran que la novedad más relevante es la inclusión del almacenamiento como infraestructura estratégica. El diseño a largo plazo busca responder a la creciente demanda, la presión ambiental y los objetivos de descarbonización.
Pese al avance que representa la incorporación de BESS, desde el sector privado advierten que la transición no podrá completarse sin una apertura del mercado eléctrico. Hoy, los autoproductores y generadores distribuidos no pueden participar directamente, lo que limita la inversión, la competencia y el desarrollo descentralizado.
“El sistema actual no permite que pequeños productores participen en condiciones justas. Abrir el mercado es clave para dinamizar la inversión y generar competencia”, indicó Alfaro. La habilitación del mercado minorista permitiría bajar tarifas, atraer capital privado y democratizar el acceso a la energía limpia.
Además, el sector subraya la necesidad de acompañar la expansión técnica con una estrategia de participación ciudadana que evite futuros conflictos. La propuesta incluye promover consultas comunitarias anticipadas y diseños de infraestructura más flexibles, adaptables a contextos sociales y territoriales diversos.
Desde AAERG también destacan que la combinación entre nuevas líneas, almacenamiento y eficiencia operativa podría posicionar a Guatemala como líder regional en integración renovable, siempre que se logre consolidar un marco normativo actualizado.
“Veo en este plan una oportunidad para impulsar la competitividad y la sostenibilidad del país”, concluyó Alfaro, aunque remarcó que para cumplir esos objetivos es necesario articular planificación técnica, regulación moderna y compromiso con los territorios.
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