Dieciocho empresas interesadas en construir el Parque Solar Guaymallén hicieron la primera visita al predio dónde se instalará el complejo de energía distribuida de la Municipalidad de Guaymallén. Funcionarios municipales, de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), del Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE) y los representantes técnicos de las empresas fueron hasta la fracción de terreno de 10 hectáreas en la que se instalarán los paneles solares. El 20 de febrero habrá una nueva visita al predio.
El proyecto de la Municipalidad de Guaymallén es una iniciativa para transformar el antiguo basural de Puente de Hierro en un centro generador de energía limpia. La potencia del Sistema Voltaico de Generación Distribuida será de 5,4 MW de potencia. Con esa generación se cubrirán las necesidades energéticas de todos los servicios municipales incluyendo la energía necesaria para prestar el servicio del alumbrado público.
Emesa ya lanzó el concurso público para que la construcción del Parque Solar y anunció que los pliegos están disponibles para consultas de las empresas interesadas desde el 30 de diciembre pasado. Se pueden hacer consultas al correo electrónico renovable@emesa.com.ar, indicando en el asunto “Consultas PS Guaymallén”. El pliego se puede consultar haciendo click acá. La presentación y apertura de ofertas será el 18 de marzo de 2026.
El 15 de octubre pasado, el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente, y el gerente general de EMESA, Mauricio Pinti, firmaron un convenio por el que la Municipalidad de Guaymallén encarga a Emesa la ejecución y realización de estudios de prefactibilidad, gestiones técnicas y administrativas para la confección del Pliego de Especificaciones Técnicas para la provisión, instalación, supervisión y habilitación de un Sistema Fotovoltaico de Generación Distribuida.
El proyecto del Parque Solar Guaymallén fue anunciado oficialmente el 30 de septiembre pasado durante la presentación del Plan Bienal de Obra Pública de Guaymallén en el Hotel Hilton, con la presencia del gobernador Alfredo Cornejo.
Por este convenio Emesa llevará adelante todas las tareas necesarias para la ejecución y puesta en marcha del parque solar, en un sistema de construcción «llave en mano», que una vez finalizada la obra la entregará a la Municipalidad de Guaymallén. Emesa tiene vasta experiencia en el desarrollo de proyectos solares en la provincia: El Quemado, que actualmente construye YPF Luz, el del Pasip en Palmira y el Parque Solar Godoy Cruz.
Honduras supera los 1000 MW de potencia instalada operativa en su sistema eléctrico, con una participación preponderante de empresas privadas en la generación, especialmente en hidroeléctricas y eólicas.
Según datos del Centro Nacional de Despacho (CND), este portafolio energético se encuentra altamente concentrado en proyectos concesionados a actores no estatales, mientras la energía solar fotovoltaica, a pesar de tener decenas de licencias otorgadas, aún no registra producción efectiva.
La generación hidroeléctrica representa más del 80 % de la capacidad total, con 848,96 MW en operación distribuidos en más de 70 plantas. Empresas como AES, Celsia, EISA y Genisa lideran este segmento, operando activos de gran envergadura como Changuinola 1, Fortuna, Estí_Barrigón, Monte Lirio y Barro Blanco. Algunos proyectos alcanzan niveles de utilización superiores al 80 % de su capacidad concesionada, como Pando (99,9 %), Bonyic (100 %) o Fortuna (89 %).
Las plantas eólicas suman 159,75 MW en funcionamiento, con desarrollos destacados como el Parque Eólico Toabré (56,35 MW), Rosa de los Vientos y Nuevo Chagres. En estos casos también prevalece la inversión privada, con rendimientos técnicos que oscilan entre 22 % y 85 %, reflejando diferencias operativas entre los distintos agentes.
En contraste, los proyectos solares —pese a sumar más de 600 MW licenciados— no aportan generación al sistema. Todos los parques registrados, entre ellos Solar Fotovoltaica Penonomé (120 MW), La Esperanza Solar (20 MW) o Macano Solar (4,75 MW), figuran con potencia actual en cero. Esta subutilización expone una brecha entre el potencial habilitado y el despliegue real de infraestructura.
En paralelo a esta realidad, Honduras avanza en una licitación internacional para incorporar 1500 MW de capacidad firme, con prioridad en tecnologías renovables y soluciones de almacenamiento. La convocatoria, liderada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) con respaldo de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), ya atrajo el interés de al menos diez empresas internacionales, marcando un punto de inflexión para el sector.
“Hay muchas empresas fuertes interesadas”, reveló anteriormente el comisionado Wilfredo Flores a Energía Estratégica. La estructura del proceso —basada en subasta inversa y contratos de largo plazo— busca aumentar la seguridad energética del país, mejorar la diversificación tecnológica y atraer nuevos jugadores al mercado local.
El portafolio licitado incluye generación renovable con y sin almacenamiento, tecnologías firmes y plantas con capacidad de despacho inmediato, todas bajo esquemas de contratación que buscan garantizar disponibilidad constante entre 2026 y 2030. Este rediseño responde a una necesidad estructural del sistema: incorporar potencia de respaldo y suplir déficits energéticos sin depender de generación térmica.
La distribución actual del sistema muestra una fuerte dependencia de hidroeléctricas privadas, muchas de las cuales presentan alta eficiencia operativa. Sin embargo, hay plantas con niveles muy bajos de aprovechamiento o incluso inactivas, como Bayano, Bajo de Mina, Salsipuedes y varias unidades menores. Lo mismo sucede en eólica, donde algunos parques muestran rendimientos inferiores al 35 %, lo que plantea desafíos técnicos y económicos.
Además de incorporar nuevos MW, el proceso licitatorio también apunta a modernizar los contratos existentes y facilitar el ingreso de tecnologías más flexibles. Entre los sectores interesados se encuentran firmas regionales con experiencia en renovables, desarrolladores europeos y fondos con visión a largo plazo, que ven en Honduras un terreno fértil para nuevas inversiones, a pesar del entorno político aún desafiante.
En este escenario, la solar fotovoltaica surge como la gran pendiente de la matriz hondureña. A pesar del número de permisos aprobados y del potencial del recurso solar en distintas regiones del país, la falta de conexión efectiva de estos proyectos limita la diversificación real del sistema. Parte del desafío será destrabar esos cuellos de botella e incentivar la ejecución de las plantas con licencia vigente.
La transformación energética en Honduras parece inevitable. Con más de 1000 MW ya en operación y otros 1500 MW en camino, el protagonismo de las empresas privadas seguirá siendo clave, tanto en generación tradicional como en la adopción de tecnologías renovables. El nuevo marco licitatorio redefine las reglas del juego e instala al país como un actor atractivo dentro del mapa energético centroamericano.
Durante 2025 se adjudicaron más de 80 GWh de almacenamiento energético en Europa, según una recopilación exclusiva realizada por Energía Estratégica. La cifra, que incluye convocatorias de al menos diez países, refleja un nivel de planificación sin precedentes, muy por encima de los 25 GWh que efectivamente se construyeron ese mismo año.
El volumen adjudicado proviene de mecanismos diversos: mercados de capacidad, esquemas estatales, programas financiados por la Unión Europea e iniciativas innovadoras a nivel nacional. Y entre los países que más capacidad distribuyeron se destacan Polonia (20 GWh), Reino Unido (18 GWh, Bulgaria (13,7 GWh), Italia (10 GWh) y España (9,4 GWh).
Mientras que Alemania, Lituania, Bélgica, Grecia, Rumania y Portugal también participaron activamente, aunque con volúmenes menores.
España adjudicó 9,4 GWh de almacenamiento en la resolución definitiva del programa FEDER, de modo que el volumen total de ayudas públicas asciende a 818 millones de euros, con una modificación en el reparto territorial respecto a las estimaciones preliminares. Iberdrola, Atlantica y Rolwind concentran más del 51% de la capacidad adjudicada, posicionándose como referentes del almacenamiento en el país.
Italia le sigue con 10 GWh, adjudicados en la primera subasta del mecanismo MACSE, orientado a almacenamiento de larga duración. El proceso, centrado en las regiones del sur y las islas, fue un caso testigo en Europa por su competitividad: el precio medio fue de apenas 12.959 €/MWh/año, muy por debajo del tope de 37.000 euros. Este valor sorprendió al mercado y marca una diferencia frente a otros esquemas, como los mercados de capacidad de Europa Central, donde los pagos han sido más elevados.
Si bien la duración media de los proyectos en MACSE fue superior, rondando las 7 horas, frente a las 4 horas en la convocatoria española, ejecutivos del sector renovable apuntan que la convocatoria de España ha resultado «más eficiente para la administración pública” en relación a los precios.
La subasta de capacidad de Polonia para el año de entrega 2030 fue la que más almacenamiento asignó: 20 GWh. Entre los adjudicatarios se encuentran empresas como Grenergy, que capturó 2,1 GWh; R.Power, con 4 GWh; además de Axpo, Nala Renewables, RWE y PGE, la eléctrica estatal.
El operador del sistema, PSE SA, fijó el precio de cierre en 465,02 PLN/kW/año, equivalentes a unos 128 USD/kW/año, siendo una de las primeras convocatorias del país donde el almacenamiento compitió con fuerza en un mercado tradicionalmente dominado por el gas.
Reino Unido adjudicó 18 GWh en su mercado de capacidad, reafirmando su rol como jurisdicción madura para el almacenamiento con contratos estables a 4-5 años vista. Le sigue Bulgaria, que mediante los programas RESTORE 1 y RESTORE 2, adjudicó 13,7 GWh, financiando 113 proyectos con una inversión superior a 1300 millones de dólares, apoyados por fondos europeos, lo que duplicó las metas previstas inicialmente.
Por su parte, Lituania adjudicó 4 GWh a través de una convocatoria de apoyo estatal. Se recibieron más de 50 propuestas y la financiación pública cubrirá en promedio el 14,7% del valor total, estimado en más de 840 millones de euros. Las instalaciones tendrán entre 30 y 300 MWh cada una, y están destinadas a mejorar la seguridad y flexibilidad del sistema eléctrico nacional.
Bélgica adjudicó 2848 MWh en su última subasta nacional. En tanto, Grecia y Alemania otorgaron 750 MWh cada una, aunque cable aclarar que el mercado alemán integró 6,57 GWh de nueva capacidad instalada durante 2025, lo que llevó su capacidad total a 24 GWh.
Parte de esta expansión fue impulsada por la InnovationAuction, un programa que premia la co-ubicación de almacenamiento con renovables, y que destinó 750 MWh en su edición más reciente.
Portugal completó el mapa con la adjudicación de 500 MW de potencia en 43 proyectos de almacenamiento, con un volumen estimado de 750 MWh.
Las ayudas, por 100 millones de euros, fueron entregadas por el Ministerio de Energía en el marco del Plan de Recuperación y Resiliencia (RRP), con instalaciones previstas antes de fines de 2025. Este ratio entre potencia y energía adjudicada confirma que se trata de sistemas de almacenamiento de corta duración, orientados a servicios de flexibilidad.
Finalmente, Rumania adjudicó al menos 700 MWh de almacenamiento a través de su esquema nacional de subvenciones, también respaldado por fondos del RRF. El país también inauguró una gran instalación solar + storage, y avanza en el desarrollo de una planta de bombeo de 1 GW. Con estas acciones, Rumania busca establecer bases firmes para la integración masiva de renovables en su matriz.
Una parte sustancial de las adjudicaciones —como en Polonia, Reino Unido, Grecia y Bélgica— se dieron en el marco de mercados de capacidad. Este tipo de mecanismos, diseñados originalmente para tecnologías despachables, ha sido progresivamente abierto al almacenamiento por baterías, que logró competir con éxito en múltiples rondas.
Cabe recordar que España aún se encuentra a la espera de la aprobación formal de su propio mecanismo de capacidad, actualmente en revisión por parte de la Comisión Europea. Una vez autorizado, este instrumento se convertirá en una pieza clave para ofrecer certidumbre a proyectos que hoy operan bajo esquemas puramente subvencionados o de mercado.
Más allá del número total, 2025 evidenció una consolidación de mecanismos diversos de apoyo al almacenamiento, desde esquemas tradicionales como los mercados de capacidad, hasta nuevos programas estatales como MACSE, o fondos europeos canalizados mediante el RRF. La variedad de enfoques refleja cómo cada país adapta sus instrumentos regulatorios a las necesidades de su sistema eléctrico.
Aun así, el despliegue no está exento de riesgos. Muchos esquemas exigen operación comercial entre 2026 y 2030, lo que pone presión sobre los promotores. Algunos precios adjudicados —como los extremadamente bajos en Italia— podrían dificultar la decisión final de inversión si no se acompaña de estabilidad regulatoria o ingresos complementarios.
En síntesis, el mapa europeo del almacenamiento cambió radicalmente en solo doce meses. Con más de 80 GWh adjudicados, Europa no solo multiplicó sus señales de inversión, sino que dejó en claro que el almacenamiento ya no es marginal, sino un componente estructural de la transición energética.
El mercado latinoamericano de storage enfrenta un momento clave. Tras una década de abaratamiento acelerado —con una caída del 89% en los precios entre 2010 y 2023, según datos de IRENA—, el Costo Nivelado de Almacenamiento (LCOS) en sistemas BESS se ubica entre 140 y 300 USD/MWh, de acuerdo a un último informe de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía
Por lo que cinco ejecutivos de Trina Solar, Sungrow, JA Solar, Great Power y AMPACE pusieron la mirada en la evolución de los precios de los sistemas BESS y cómo estos a mostrar señales de estabilidad, pero con atención en variables que podrían modificar los costos.
“En los últimos años vimos un descenso de los precios de las baterías que permitió maridar y viabilizar financieramente los proyectos. Hay una estabilización de precios para el futuro, por lo que no se ven grandes variaciones”, sostuvo Vicente Walker, jefe de Trina Storage para Latinoamérica y el Caribe de Trina Solar.
La eficiencia y escala también jugarán un papel decisivo. Desde JA Solar, Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM, anticipa una depuración del ecosistema industrial, dado la competitividad por sistemas cada vez más eficientes y mejores para los proyectos, sean híbridos o stand-alone.
“Sólo quedarán los jugadores que sean más eficientes en la producción y tecnología que ofrecen. Eso seguramente genere una tendencia de precios a la baja en los próximos años”, planteó.
Pero no todos los actores coinciden con esa lectura. Germán Rotter, sales manager BESS LATAM de Great Power, advirtió que el comportamiento del litio será determinante y, por tanto, que los valores podrían cambiar.
“Además, se debe diferenciar entre las soluciones comercial-industrial (C&I) y utility scale, que dentro de este último tipo también hay distintos segmentos como PMGD, proyectos medianos y grandes”, aclaró.
Frente a estas oscilaciones, la innovación se presenta como un amortiguador estratégico. Marcel Peralta, head de LATAM de AMPACE, destacó el avance tecnológico y el aumento de la capacidad productiva de China, lo que facilita la oferta a nivel internacional y el negocio en la región.
“Hoy en día tenemos baterías que pueden alcanzar los 15.000 ciclos y entraron al mercado con precios muy competitivos, que hacen que los retornos de inversión sean muy buenos”, aseguró. Esa combinación de longevidad y costo competitivo puede redefinir el estándar de rentabilidad para nuevos proyectos en la región.
Por su parte, Jorge Alvarado, gerente de ventas de BESS e inversores de Sungrow, pone el foco en los factores intangibles: “Hoy en día es uno de los momentos más agresivos del mercado, pero actualmente Sungrow cuenta con una propuesta de valor más importante que el precio”, expresó.
En esa línea, la compañía ya lleva más de 10 GWh asegurados en la región, de los cuales 3,1 GWh ya están en operación comercial (COD), 3 GWh en fase de comisionamiento y 4 GWh garantizados para el primer trimestre de 2026.
Tendencias de mercado: valor agregado, subastas e innovación
Este contexto cobra mayor relevancia si se lo enmarca en la expansión acelerada de proyectos de almacenamiento en la región. Chile lidera con casi 2 GW de sistemas BESS en operación, 7,5 GW en construcción y prueba, y otros 27 GW en desarrollo.
En Brasil, se espera la histórica primera subasta de almacenamiento —“LRCAP 2026 – Almacenamiento”— prevista para abril de 2026, con inicio de suministro en 2028 y contratos por diez años.
Argentina también avanza en esta dirección. Tras la adjudicación de más de 700 MW en la licitación AlmaGBA, se proyecta una nueva convocatoria denominada AlmaSADI, que sumaría entre 500 y 600 MW de BESS para reemplazo de generación forzada en nodos críticos.
En México, el gobierno dio luz verde a 20 proyectos privados con 3320 MW de capacidad renovable y 1488 MW de almacenamiento, en el marco de una convocatoria prioritaria para permisos de generación eléctrica. Y en Centroamérica y el Caribe, países como Guatemala, Panamá, República Dominicana y Honduras impulsan licitaciones que ya suman más de 4000 MW, con el almacenamiento no solo como complemento, sino como requisito técnico para la gestión energética.
En definitiva, el futuro de los precios BESS en Latinoamérica no tendrá un único comportamiento. Algunos componentes apuntan a una estabilización relativa, otros a un nuevo ciclo de subas, especialmente por factores como el litio.
Pero en paralelo, la competencia, la innovación tecnológica y la maduración del mercado empujan hacia una posible baja estructural de precios, al menos para quienes logren mantenerse eficientes y escalar. La clave será cómo se posicionan los distintos actores ante este nuevo equilibrio.
El nuevo presidente de Chile, José Antonio Kast, finalmente designó a Ximena Rincón González como ministra de Energía, en el marco de la configuración del nuevo gabinete que asumirá el 11 de marzo de 2026.
El nombramiento de Rincón se produce tras semanas de especulaciones, donde incluso se analizó la posibilidad de crear un triministerio que agrupara Energía, Economía y Minería. La propuesta, sin embargo, fue descartada, por lo que Energía mantendrá su autonomía, lo que representa una señal clara al sector respecto a la hoja de ruta que tomará el nuevo gobierno.
La senadora y próxima nueva ministra sucederá a Álvaro García, quien encabezó el biministerio de Economía, Fomento y Turismo, y Energía desde octubre de 2025, tras la renuncia de Diego Pardow por el escándalo tras el error en el cálculo de tarifas que generó cobros indebidos a los usuarios.
Y de ese modo, Rincón será la segunda mujer al frente del Ministerio de Energía de Chile tras lo hecho por Susana Jiménez Schuster entre marzo de 2018 y junio de 2019 durante el gobierno de SebastiánPiñera.
Con esta decisión, Kast consolida un gabinete de coalición, integrando a sectores que lo respaldaron electoralmente, con figuras de experiencia parlamentaria y política transversal.
¿Quién es Ximena Rincón? Abogada de la Universidad de Chile y actual senadora, fue figura clave de la exConcertación y ejerció como ministra del Trabajo y de la Secretaría General de la Presidencia durante el segundo mandato de Michelle Bachelet.
En los últimos años consolidó su propio espacio político al fundar y presidir el partido Demócratas, con el cual selló una alianza tras el plebiscito constitucional de 2022, llegando a presidir el Senado.
En tanto que su acercamiento a la derecha comenzó con el apoyo a Evelyn Matthei en primera vuelta y al propio Kast en el balotaje de 2025.
Con esta decisión, Kast consolida un gabinete de coalición, integrando a sectores que lo respaldaron electoralmente, con figuras de experiencia parlamentaria y política transversal.
Por lo que según pudo averiguar este portal de noticias, desde el nuevo oficialismo valoran el perfil político de Rincón y su capacidad de negociación parlamentaria, claves para una cartera que estará marcada por una agenda de reformas técnicas, modernización regulatoria y presión del sector privado por certidumbre.
Reforma técnica sin subsidios y foco en el mercado
La agenda energética de Kast se estructura sobre un enfoque liberal, con ejes centrados en la libertad del consumidor, la eliminación de trabas burocráticas, el ordenamiento del régimen PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida) y una modernización del sistema sin subsidios.
El objetivo central es que los pequeños consumidores puedan subirse al tren de la electrificación, revelaron desde el equipo energético durante la campaña de gobierno, que plantea una reforma estructural a la distribución eléctrica, habilitando generación y almacenamiento distribuido, y asegurando calidad de servicio.
Asimismo, la nueva administración celebra la transición energética, pero advierte que se requerirán herramientas técnicas adicionales para garantizar estabilidad sin modificar el marco legal vigente. Entre ellas, se mencionan servicios complementarios, generación síncrona, inercia y corriente de cortocircuito.
Uno de los primeros desafíos será la revisión del régimen PMGD, hoy bajo críticas por su utilización extendida del régimen transitorio. Desde el oficialismo plantean la necesidad de reglas claras y coordinación operativa con el sistema eléctrico nacional.
Y cabe aclarar que el modelo que impulsa Kast descarta subsidios directos y prioriza la eficiencia técnica como herramienta para reducir tarifas y mejorar la seguridad del suministro. Aunque resta por verse si las propuestas y medidas serán suficientes para responder a las expectativas del sector.
Solar Steel, empresa líder en diseño y suministro de estructuras y seguidores solares, anuncia el lanzamiento de TracSmarT+2P, la evolución de su tecnología de seguimiento solar orientada a responder a las necesidades actuales y futuras del sector fotovoltaico.
El nuevo seguidor solar monofila 2P, disponible en configuraciones de 1 y 2 strings (hasta 41 metros por fila), combina la fiabilidad y robustez del diseño “Compact” previamente desarrollado por la compañía con una mayor versatilidad para proyectos de gran y pequeña escala. Esta solución ha sido diseñada para ofrecer seguridad estructural, estabilidad operativa y eficiencia energética, adaptándose a una amplia variedad de layouts y condiciones de terreno.
Características principales
Estandarización de componentes.TracSmarT+2P se caracteriza por su diseño optimizado con un número reducido de piezas comunes para ambas configuraciones, facilitando la logística, el mantenimiento y la gestión de repuestos.
La tornillería y los componentes estructurales se mantienen unificados, con la única excepción de los amortiguadores, presentes exclusivamente en la versión de 2 strings.
Seguridad y comportamiento ante eventos climáticos. El seguidor solar 2P ha sido desarrollado para ofrecer un alto nivel de resistencia frente a condiciones meteorológicas adversas, como vientos intensos, lluvias fuertes o granizo.
Su robustez estructural y flexibilidad permiten ajustar la orientación del seguidor para maximizar la captación solar y proteger la instalación, contribuyendo a un rendimiento energético estable y fiable.
Diseño simple y eficiente. La simplicidad constructiva es uno de los pilares del nuevo TracSmarT+2P. La reducción de componentes no solo facilita un montaje ágil y eficiente, sino que también disminuye la probabilidad de fallos mecánicos, reduciendo los costes de operación y mantenimiento y aumentando la vida útil del sistema.
Alta adaptabilidad a pendientes y layouts complejos. La combinación de las configuraciones de 1 y 2 strings permite optimizar el diseño de plantas fotovoltaicas en terrenos con geometrías complejas o pendientes variables. Esto facilita la absorción de curvas, maximiza el aprovechamiento del espacio disponible y reduce significativamente los movimientos de tierra, mejorando la viabilidad técnica y económica del proyecto.
Una solución versátil para múltiples aplicaciones. Aunque la configuración de 2 strings, o la combinación de ambas, será la predominante en los nuevos proyectos actualmente en desarrollo, Solar Steel mantiene disponible la versión de 1 string, anteriormente conocida como Compact, que se presenta como una solución idónea para proyectos de pequeña escala y aplicaciones agrícolas o de regadío.
Además, TracSmarT+2P incorpora el diseño desarrollado para la línea AgriPV by Solar Steel, cumpliendo con la normativa ya publicada en diversos países europeos. El sistema ofrece un ground clearance de hasta 1,3 metros, permitiendo su integración en proyectos de agricultura avanzada y ganadería, sin comprometer el rendimiento energético de la instalación.
Con este nuevo desarrollo, Solar Steel refuerza su posición de liderazgo en la industria solar fotovoltaica, ampliando su cartera de soluciones y ofreciendo tecnologías que se adaptan con precisión a las necesidades específicas de cada cliente y mercado.
Sobre Gonvarri Solar Steel
Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 29 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com
A partir del 20 de enero de 2026, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) puso en marcha un nuevo paquete regulatorio que apunta directamente a un desafío creciente en el sistema eléctrico peninsular español: las variaciones bruscas de tensión.
Este fenómeno, asociado al fuerte crecimiento de generación renovable con control por factor de potencia, motivó a la Comisión a consolidar en normativa permanente una serie de medidas que, hasta ahora, eran provisionales.
Las modificaciones aprobadas sobre los procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 7.2 buscan dar estabilidad a la red eléctrica, reduciendo la necesidad de intervenciones en tiempo real y optimizando la respuesta técnica ante eventos críticos. De acuerdo con el documento oficial, las medidas se implementan tras comprobar su eficacia durante tres meses de aplicación temporal, entre octubre de 2025 y enero de 2026.
El origen del problema radica en una transformación acelerada del sistema: «cambios abruptos en la producción de plantas que siguen un factor de potencia», es decir, aquellas donde la variación de energía activa implica cambios simultáneos en la energía reactiva, afectando directamente a la tensión del sistema. Esta dinámica, según el Operador del Sistema, “no se había producido en el pasado con la magnitud actual”, y obedece al crecimiento de instalaciones renovables, la participación activa en mercados de tiempo real y el surgimiento de precios negativos.
Para mitigar el riesgo de inestabilidad, se implementan modificaciones clave. En el procedimiento 3.1, se ajustan los tiempos del Proceso de Programación para reducir redespachos y garantizar soluciones completas de restricciones técnicas antes del tiempo real. Se reduce de 30 a 15 minutos el plazo para la publicación del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), y se limita a 10 minutos el margen para que los participantes envíen sus nominaciones.
Además, el procedimiento 3.2, que regula las restricciones técnicas, ahora contempla explícitamente la programación por insuficiente reserva a subir, incorporando a los grupos térmicos en fases más tempranas del despacho. Con ello se busca disminuir la necesidad de energía de balance y evitar correcciones de último minuto que puedan alterar la estabilidad del sistema.
En lo que respecta al procedimiento 7.2 de regulación secundaria, se extiende la obligación de seguimiento del Programa de Tiempo Real (PTR) a todos los periodos de programación, incluso cuando las instalaciones no estén activamente prestando servicios de frecuencia. Este punto genera tensiones dentro del sector renovable: «los proveedores de tecnología no gestionable deberán asumir vertidos sin compensación directa», alertan algunos actores consultados durante el proceso de audiencia pública.
Durante la consulta, que incluyó 23 aportes de empresas y asociaciones del sector, surgieron diversas preocupaciones. Por un lado, existe acuerdo en la necesidad de garantizar la estabilidad de tensión, pero también se advierte que «no debe condicionarse la operativa del mercado ni recortar plazos de forma que incremente el riesgo de errores». En ese sentido, se valoró positivamente que el Operador del Sistema aceptara mantener los plazos de presentación de ofertas de restricciones.
Uno de los puntos más sensibles es la propuesta de seguir el PTR en todo momento para los proveedores de regulación secundaria. El impacto potencial sobre los costes del servicio aFRR y el riesgo de salida de proveedores preocupan al sector.
No obstante, la CNMC sostiene que “estos cambios son necesarios para anticipar eventos que puedan comprometer la red”, y que su impacto será evaluado antes de consolidarlos definitivamente.
Las modificaciones se suman a otras iniciativas impulsadas por el regulador, como la implementación progresiva del nuevo servicio de control de tensión bajo el PO 7.4, cuya fase de habilitación está en marcha. A la fecha de la resolución, solo 35 de 334 instalaciones habían superado las pruebas para ofrecer este servicio, aunque el ritmo de habilitación se ha acelerado en semanas recientes.
La CNMC subraya que el paquete aprobado no es definitivo: «será revisado en un plazo máximo de un año», y su evolución dependerá de los resultados del plan de actuación que el Operador del Sistema deberá elaborar con participación del sector. Este plan deberá abordar desde la transparencia sobre la variabilidad de tensiones hasta la posible revisión del carácter voluntario del seguimiento de consignas.
El documento deja claro que el futuro de la operación del sistema eléctrico dependerá en gran medida de la capacidad de adaptación de las tecnologías renovables. En particular, se requerirá que una parte significativa de estas instalaciones transite de un modelo de operación basado en factor de potencia a otro más dinámico, con rampas de programación y control activo de tensión.
Para los actores del sector renovable, estas modificaciones implican repensar sus estrategias de integración y operación, especialmente en lo que respecta a servicios de ajuste y participación en mercados de balance. Si bien representan un desafío operativo, también abren nuevas oportunidades para quienes logren adaptarse primero.
En palabras de la CNMC, “la situación del sistema eléctrico ha cambiado de forma drástica en pocos años”, y por ello, “es fundamental seguir trabajando con los agentes para garantizar una operación segura y económicamente eficiente”.
El sector renovable español entra así en una nueva etapa, donde la integración masiva de generación limpia exigirá no solo volumen, sino también flexibilidad, control y capacidad de respuesta técnica inmedi
Argentina se encuentra ante una oportunidad histórica para revertir un siglo de desinversión en ferrocarril. Tras la reciente presentación oficial ante el Gobierno Nacional, la Asociación Intermodal de América del Sur (AIMAS) impulsa el Modelo Ferroviario Integrado 5F. La propuesta, que sumó visibilidad en un reciente encuentro virtual impulsado por el Prorrectorado de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC), plantea un esquema de concesión a 99 años que promete eliminar el déficit fiscal y transformar el transporte en un motor de competitividad intermodal.
1. Concesión a 99 años: Estabilidad para la inversión real
El Modelo 5F propone dividir la red en cuatro mallas geográficas rentables. Al extender el plazo a 99 años, se otorga la previsibilidad necesaria para que el capital privado reconstruya la infraestructura sin requerir fondos del Estado. Este esquema se complementaría con un “RIGI Intermodal” que brinde incentivos fiscales de largo plazo a todo el ecosistema (vagones, contenedores y centros de transferencia).
2. El Camión como aliado y cliente
A diferencia de modelos anteriores, el 5F no busca desplazar al camión. Por el contrario, el objetivo es que el camión sea el mayor cliente del tren. El ferrocarril se encarga del flujo troncal masivo, mientras que el transporte automotor aporta la capilaridad necesaria para llegar a clientes de todo tamaño en cada rincón del país.
3. Innovación en el AMBA: Trenes metropolitanos sin déficit
Uno de los puntos más disruptivos de la propuesta es la Micrologística Metropolitana. El modelo 5F contempla integrar la logística de última milla en las 303 estaciones del AMBA (y replicarlo en otras metrópolis):
Coches de Carga Liviana: Cada tren de pasajeros contará con un coche dedicado al movimiento de pallets livianos para consumo masivo, comercios minoristas y e-commerce.
Logística 100% Eléctrica: Al descargar en las estaciones, la “última milla” podrá ser cubierta por vehículos eléctricos (camionetas, triciclos o bicicletas) que recorrerán menos de 3 km, utilizando la propia red eléctrica del ferrocarril para su carga bajo una red trazable.
4. Una visión soberana y regional
El fracaso de modelos como el Open Access en otros países sirve como advertencia. El Modelo 5F apuesta por una unidad de acción que evite la fragmentación logística. Esta integración es vital no solo para el mercado interno, sino para la conexión con los países vecinos, permitiendo que sectores como la minería y el Oil & Gas cuenten con una salida competitiva hacia ambos océanos.
Visión Runrún:
La propuesta de AIMAS, ya en manos del Ejecutivo, marca el fin de la parsimonia logística. Al unir la gran carga de exportación con la micrologística urbana de última milla, el Modelo 5F propone una Argentina conectada, eficiente y sustentable. Es hora de que el ferrocarril vuelva a ser el eje de una economía que no se detiene.
Lo que comenzó en las cuencas de Permian y Eagle Ford en Texas, ha encontrado su espejo más fiel —y productivo— en el sur del continente. Según un análisis de los principales actores globales del sector, Argentina se ha consolidado como el único destino fuera de Norteamérica donde la “revolución del shale” ha logrado escala industrial y rentabilidad probada. Los pioneros del fracking ya no miran a Vaca Muerta como un experimento, sino como el nuevo eje de la seguridad energética global.
1. El modelo estadounidense, con ADN argentino
La transferencia de tecnología y know-how desde los Estados Unidos ha sido total, pero con un giro local. Las operadoras en Vaca Muerta han logrado adaptar las técnicas de perforación horizontal y fractura hidráulica masiva, alcanzando métricas de eficiencia que ya compiten directamente con los mejores pozos de Texas.
La curva de aprendizaje: Lo que en EE. UU. tomó décadas perfeccionar, en Argentina se ha acelerado gracias a la colaboración entre las “Majors” y una cadena de proveedores locales cada vez más tecnificada.
2. ¿Por qué Argentina y no el resto del mundo?
El reporte destaca que, mientras otros países con grandes reservas (como China o naciones europeas) han fallado por falta de infraestructura, geología compleja o regulaciones prohibitivas, Argentina ha logrado alinear tres factores clave:
Geología excepcional: Una roca con un espesor y una calidad que permite una productividad por pozo superior a la media global.
Ecosistema de servicios: Una red de empresas contratistas que ya hablan el “idioma del shale”.
Continuidad política en el recurso: El consenso de que Vaca Muerta es la principal fuente de divisas del país.
3. El RIGI como el imán para los “Pioneros”
La llegada de este capital inteligente y tecnológico se ve potenciada en este 2026 por el RIGI. Para los inversores que vivieron el auge del fracking en EE. UU., la estabilidad fiscal por 30 años es el componente que faltaba para comprometer inversiones de miles de millones de dólares en plantas de GNL (Gas Natural Licuado), permitiendo que el gas argentino llegue a los mercados de Europa y Asia.
4. La escala exportadora: El próximo paso
El análisis internacional es claro: Argentina ya superó la etapa de la autosuficiencia. El desafío ahora es la infraestructura de evacuación. Con los proyectos de oleoductos y terminales marítimas en marcha, el país se prepara para dejar de ser un jugador regional y convertirse en un exportador neto de energía, disputando cuotas de mercado a nivel mundial.
Visión Runrún:
Que los “padres” del fracking validen el modelo argentino en medios como el Financial Times es una señal de precio para el mercado. Para el suscriptor de Runrún, esto significa que el flujo de capital y tecnología no se detendrá. Estamos ante un cambio de era: Argentina ha dejado de importar recetas para empezar a exportar energía producida con los más altos estándares globales.
En el marco del Future Minerals Forum en Arabia Saudita, la voz de la minería argentina resonó con un mensaje de confianza y madurez operativa. Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), afirmó que el país atraviesa un momento bisagra, consolidándose como un actor estratégico en la transición energética global. Con el litio en plena expansión y el cobre como el gran horizonte, Argentina se presenta ante el mundo no solo con geología, sino con estabilidad y compromiso ambiental.
1. El Litio: La realidad de los siete proyectos
Cardona destacó que Argentina ya dejó de ser una promesa en el mercado del oro blanco. Con siete proyectos en producción y una cartera de 20 más en desarrollo, el país ratifica su posición como el quinto productor mundial. La meta es clara: transformar ese potencial en una industria que traccione divisas y empleo de manera inmediata.
2. El Cobre: Los seis gigantes que esperan el “click”
Para los suscriptores de Runrún, el dato clave es la mención a los seis proyectos de cobre de clase mundial que están listos para comenzar. Cardona subrayó que el inicio de estas obras marcará el verdadero hito para convertirnos, definitivamente, en un “país minero” de la talla de nuestros vecinos andinos.
3. Sustentabilidad y Licencia Social: El sello TSM
Un punto fuerte de la disertación fue el compromiso con el protocolo Hacia una Minería Sostenible (TSM). Cardona fue enfática: la minería hoy está bajo la mirada pública y la única forma de desarrollarla es con transparencia y estándares sociales rigurosos.
Integración regional: Argentina lideró la traducción y adaptación de estos estándares, compartiendo la experiencia con otros países de la región.
Triple impacto: “Es imposible desarrollar la industria sin la participación activa de las comunidades, las empresas y el gobierno”, concluyó la ejecutiva.
4. Construyendo puentes bajo el RIGI
Aunque Cardona habla desde la cámara (CAEM), su mensaje sobre el “buen clima para inversiones” y “objetivos claros y estables” se alinea directamente con los beneficios que el RIGI ofrece en este 2026. Para la ejecutiva, es el momento ideal para construir puentes con otros países y atraer el capital necesario para reforzar la exploración, la base de la minería de las próximas décadas.
Visión Runrún:
Las palabras de Alejandra Cardona en un foro de la relevancia de Arabia Saudita confirman que Argentina ha recuperado su lugar en la agenda minera internacional. El desafío, como ella bien señala, es demostrar que “realmente podemos hacer minería” con las mejores prácticas. Para nuestra red de proveedores y profesionales, esto significa que el mercado no solo demanda servicios, sino excelencia operativa y compromiso social.
Bladex, banco multinacional fundado en 1979 por los bancos centrales de América Latina y el Caribe, anunció su participación como principal aportante en un financiamiento por USD425 millones otorgado a AES Dominicana, destinado al refinanciamiento y fortalecimiento de un portafolio de seis proyectos renovables en República Dominicana: cinco solares y uno eólica.
Las seis plantas ya se encuentran 100% operativas y generando energía limpia, fortaleciendo la resiliencia y capacidad del sistema eléctrico dominicano para atender la creciente demanda energética del país.
El financiamiento contó con la participación de seis bancos líderes de Panamá y de la República Dominicana, siendo Bladex la institución con la mayor contribución individual, lo que consolidó su rol en el desarrollo de infraestructura sostenible en la región.
Y cabe recordar que la multinacional francesa TotalEnergies compró el 50% de la cartera solar, eólica y de sistemas BESS de AES Dominicana Renewables Energy.
A través de esta negociación la compañía francesa no solo expande su alianza estratégica con AES en la región del Caribe; también expande su negocio de renovables en República Dominicana, donde la cartera de energías renovables de AES incluye más de 1 GW de proyectos eólicos, solares y BESS contratados, de los cuales 410 MW ya están operativos o en construcción, suministrando electricidad mediante contratos de compra de energía (PPA) a largo plazo.
El portafolio también incluye más de 500 MW de capacidad solar y eólica en desarrollo, junto con proyectos BESS, que se integrarán en plantas solares para mitigar la intermitencia y mejorar la estabilidad de la red.
Adicionalmente, una parte de los fondos será destinada a complementar cuatro de estas plantas con sistemas de almacenamiento en baterías, lo que permitirá una mayor estabilidad, eficiencia y confiabilidad en la red eléctrica. Este financiamiento constituye el mayor préstamo para energías renovables otorgado en el Caribe.
«La operación marca un hito para la región y reafirma el compromiso de Bladex con la sostenibilidad, la transición energética y el fortalecimiento de infraestructuras críticas. Proyectos como este impulsan la creación de valor económico, ambiental y social de largo plazo para nuestros países», señaló Samuel Canineu, vicepresidente Ejecutivo de Negocios de Bladex.
Por su parte, EdwinDe los Santos, CEO de ADRE y presidente de AES en la RepúblicaDominicana, destacó que «este acuerdo consolida el liderazgo de AES Dominicana en energías renovables».
«En AES estamos comprometidos con el desarrollo de una transición energética siempre velando por la construcción de sistemas eléctricos confiables, seguros y flexibles. La confianza de Bladex y de la banca regional es una muestra clara de la solidez de nuestro portafolio y del impacto positivo que estas plantas ya están generando para el país», agregó.
Bladex ya había participado en el financiamiento de la construcción original de estas plantas renovables, acompañando a AES Dominicana desde las etapas iniciales del desarrollo de este portafolio estratégico. En 2023, el banco actuó como estructurador y financiador en dos transacciones por un monto total de US$160 millones, destinadas a refinanciar y fortalecer proyectos solares y eólicos del grupo.
Estas incluyeron un equity loan por USD 40 millones a AES España, así como un financiamiento adicional de USD 120 millones, dividido en partes iguales entre Bladex y Banco Popular. Estas operaciones sentaron las bases para el crecimiento y la consolidación de la plataforma de generación limpia de AES Dominicana.
El mapa industrial de Jujuy se transforma. En una reunión clave con los ministerios de Ambiente y Minería de la provincia, el gigante asiático Tsingshan —líder mundial en acero inoxidable y química— confirmó que en febrero de 2026 inaugurará formalmente su planta en el Parque Industrial de Perico. Con una inversión inicial de USD 120 millones, este hito marca el paso de la minería extractiva a la creación de un polo de insumos estratégicos para la cadena del litio en Argentina.
1. Insumos clave “Made in Jujuy”
La planta de Tsingshan en Perico no es un proyecto menor. Está diseñada para producir insumos químicos fundamentales que hoy la industria del litio demanda a gran escala. Esto permite:
Sustitución de importaciones: Al producir localmente, se reducen costos logísticos y la dependencia de mercados externos.
Eficiencia en la Puna: Las mineras tendrán a pocos kilómetros los insumos críticos para el procesamiento del carbonato de litio.
2. El horizonte se expande: Más allá de los USD 120 millones
Lo más destacado del encuentro fue el anuncio de que la empresa ya evalúa nuevas líneas de inversión. El grupo (a través de Decent y Shenya Chemical) manifestó su interés en:
Ampliar la capacidad instalada para diversificar la matriz industrial de la provincia.
Explorar nuevas aplicaciones tecnológicas para los sectores de minería y energía.
Fortalecer la articulación con universidades y la transferencia de conocimiento técnico.
3. Sustentabilidad y Control: Una nueva etapa de gestión
Por primera vez, los ministerios de Ambiente y Cambio Climático y de Minería mantuvieron una reunión conjunta con la empresa. Este enfoque “dual” refleja la política de 2026:
Producción Responsable: El Gobierno de Jujuy busca que las inversiones de esta magnitud cumplan con los más altos estándares ambientales, garantizando que el crecimiento económico no comprometa los recursos naturales de la provincia.
Seguimiento Ordenado: Se acordó una agenda de trabajo para acompañar los nuevos proyectos de Tsingshan de manera sostenible y previsible.
4. Impacto en la cadena de valor y empleo
Para los suscriptores de Runrún, la llegada de Tsingshan a la fase operativa es una noticia dinamizadora. La empresa planea potenciar el desarrollo de proveedores locales, lo que abre una ventana de oportunidad para pymes de logística, mantenimiento y servicios técnicos que operen bajo estándares de alta eficiencia.
Visión Runrún:
La inauguración de la planta de Tsingshan en febrero será la prueba de que el “Triángulo del Litio” está madurando hacia un complejo industrial. Ya no se trata solo de lo que sale del salar, sino de la tecnología y la química que se queda en el territorio. Esta inversión es el tipo de “caso de éxito” que atrae a otros jugadores globales y consolida al Norte Argentino como un centro de servicios industriales para toda la región.
La Dirección de Hidrocarburos ha decidido recalibrar el cronograma de la ambiciosa licitación de 17 áreas petroleras en la provincia de Mendoza. Esta prórroga en los plazos de presentación de ofertas no es un mero retraso administrativo; representa un espacio estratégico solicitado por el mercado para profundizar el análisis técnico de los bloques de exploración y explotación que saldrán a escena en este 2026.
El mercado demanda tiempo para el “Due Diligence”
La magnitud de esta licitación, que incluye áreas de alto potencial tanto en la Cuenca Neuquina como en la Norte, ha despertado el interés de operadoras independientes que buscan heredar el protagonismo que las grandes compañías están cediendo en el sector convencional.
La extensión del calendario permitirá a los interesados:
Análisis de Datos Sísmicos: Revisión exhaustiva de la información técnica disponible para ajustar las propuestas de inversión.
Armado de Consorcios: Facilitar las alianzas entre empresas de servicios y operadoras locales para pujar por los bloques más productivos.
Visitas a Terreno: Cumplir con los protocolos de inspección física necesarios antes de comprometer capitales de riesgo.
El modelo de “Licitación Continua”
Este proceso se enmarca en el nuevo paradigma de licitación abierta y continua que busca Mendoza para agilizar la rotación de activos. El objetivo es claro: que no existan áreas ociosas. Mientras el shale acapara los titulares, la provincia apuesta a que estas 17 áreas se conviertan en el motor de la recuperación secundaria y terciaria, garantizando regalías y empleo local.
Impacto en la cadena de valor
Para los proveedores de servicios que integran el ecosistema de Runrún, esta prórroga es una señal de que la competencia será real y robusta. Una licitación con plazos extendidos suele derivar en ofertas más sólidas y planes de trabajo más agresivos a largo plazo.
Las áreas en juego incluyen tanto bloques de explotación (con producción inmediata) como de exploración, donde la inversión inicial en servicios de perforación y completamiento será el primer dinamizador de la economía regional una vez adjudicados los contratos.
Visión Runrún:
La decisión oficial de mover el reloj es una respuesta pragmática a un mercado que está en plena reconfiguración. Tras el traspaso de activos maduros de YPF, las nuevas operadoras necesitan este tiempo extra para asegurar que sus ofertas sean técnicamente viables y financieramente sostenibles bajo el nuevo esquema de costos del 2026.
S-5!, el inventor de soluciones de fijación diseñadas y fabricadas para techos metálicos, presenta su nueva abrazadera S-5-TH™, desarrollada para fijar una amplia variedad de accesorios sobre perfiles de techo metálico en forma de T.
La S-5-TH, donde la “H” hace referencia a Hinge (bisagra), es una abrazadera sin perforación, diseñada específicamente para aplicaciones solares FV y fijaciones de carga ligera —como tubería y conduit— en techos metálicos comerciales con perfil en T, incluidos McElroy Metal Trap Tee y Morin® SymmeTry®.
Diseñada para garantizar una sujeción confiable que preserve la integridad del techo, su diseño de una sola pieza se coloca sobre la nervadura del techo y permite el movimiento térmico natural de los paneles del techo. Su diseño sin perforación elimina el riesgo de filtraciones y mantiene intactas las garantías del fabricante del techo.
Al igual que todas las abrazaderas y brackets de S-5!, la S-5-TH ha sido sometida a rigurosas pruebas para cumplir con los estándares más exigentes de la industria, asegurando una fijación segura con un producto garantizado durante la vida útil del techo.
Características clave de la S-5-TH:
Diseñada exclusivamente para perfiles de techos metálicos en forma de T, ofreciendo una resistencia de sujeción excepcional
Fijación sin perforación, que preserva la integridad del techo y permite el movimiento térmico de la cubierta metálica
DiseñoLiving Hinge™, que reduce componentes y elimina insertos, permitiendo una instalación más rápida y sencilla con menores costos de mano de obra
Compatible con la solución solar sin rieles PVKIT® de S-5!, y también con sistemas con rieles para máxima flexibilidad
Permite fijar una amplia gama de accesorios en techos, incluidos sistemas solares, conduit y tubería
Fabricada en aluminio serie 6000, que ofrece alta durabilidad y excelente resistencia a la corrosión
Calidad confiable y de larga duración, respaldada por garantía
Respaldada por S-5!, sinónimo de diseño confiable, servicio y calidad de marca
“Estamos entusiasmados de presentar esta nueva abrazadera diseñada específicamente para techos metálicos en forma de T”, señaló Rob Haddock, Fundador y CEO de S-5! “En S-5! nos enfocamos en crear soluciones que resuelvan problemas reales y faciliten el trabajo de nuestros clientes. Esta abrazadera es una solución simple y eficaz para una necesidad común que hemos identificado en campo”.
Acerca de S-5!
Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y los brackets con garantía de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier cosaa la mayoría de los tipos de techos metálicos, preservando la integridad del techo y sus garantías. Las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones en cubierta y actualmente están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.
El mercado petrolero argentino entra en febrero con una dinámica de “tablero abierto”. Mientras las grandes operadoras concentran su potencia de fuego en la ventana del shale de Vaca Muerta, se acelera una seguidilla de licitaciones y traspasos de áreas convencionales en las cuencas Neuquina y del Golfo San Jorge.
Este proceso, lejos de ser una retirada, representa el inicio de una segunda vida para los campos maduros bajo el mando de operadoras independientes y pymes especializadas en recuperación secundaria y terciaria.
1. El Plan de Optimización de Portafolio
El mercado está respondiendo a la necesidad de las Majors (encabezadas por YPF y su plan de racionalización) de enfocar el CAPEX en proyectos de alta rentabilidad por barril. Esto libera áreas que, aunque ya no mueven la aguja de una petrolera global, son extremadamente rentables para empresas de menor estructura que aplican tecnologías de nicho.
2. Cuencas Maduras: El terreno de la eficiencia
Las licitaciones que se disparan este mes tienen un objetivo claro: atraer inversiones de empresas que puedan gestionar costos operativos (OPEX) más ajustados.
Recuperación Terciaria: La clave de estas áreas estará en la inyección de polímeros y técnicas de vanguardia para extraer el “petróleo remanente”.
Impacto en Servicios: Para la cadena de valor, este cambio de manos significa nuevos contratos. Las operadoras independientes suelen ser más ágiles y requieren proveedores locales con respuestas rápidas y soluciones a medida.
3. El rol de las Provincias y el RIGI
Los gobiernos de Neuquén, Río Negro y Chubut están jugando un rol activo en estas licitaciones. El desafío político es garantizar que el traspaso no afecte la producción ni las regalías. Aquí, los beneficios fiscales para la inversión tecnológica (como los contemplados en el espíritu del RIGI) podrían actuar como el incentivo final para que estas nuevas operadoras decidan invertir en infraestructura de recuperación que el anterior dueño ya no consideraba prioritaria.
4. Vaca Muerta vs. El Convencional: ¿Competencia o Complemento?
Desde la perspectiva de Runrún, no hay competencia. El petróleo convencional sigue siendo vital para la mezcla de refino nacional y para sostener el empleo en cuencas históricas. La salida a licitación de estos bloques permite que Vaca Muerta sea el motor de exportación masiva, mientras que el convencional se estabiliza como una unidad de negocio de alta eficiencia para los nuevos jugadores del mercado.
Visión Runrún:
Para el ecosistema de proveedores que nos sigue, febrero será el mes de conocer nuevos clientes. Las empresas que logren quedarse con estas áreas licitadas llegarán con hambre de inversión y necesidad de partners tecnológicos locales que les permitan maximizar cada barril producido.
El ritmo frenético de Vaca Muerta ha desnudado una paradoja financiera: mientras la producción de barriles bate récords, las empresas de servicios (pymes y contratistas) enfrentan una crisis de crecimiento por la falta de capital de trabajo. La magnitud de los proyectos actuales exige una espalda financiera que el sistema bancario tradicional aún no logra cubrir, exponiendo la fragilidad de un eslabón crítico para sostener la actividad en el shale.
1. El costo de “crecer” en el upstream
Para una pyme petrolera, un nuevo contrato en Vaca Muerta no es solo una oportunidad, es un desafío financiero extremo. La necesidad de adquirir equipamiento de última generación, financiar el combustible y cubrir nóminas salariales con salarios petroleros —mucho antes de cobrar la primera factura— genera una brecha de liquidez peligrosa.
El factor plazos: Las operadoras mantienen ciclos de pago que, sumados a la inflación de costos, erosionan el margen de las empresas de servicios que no cuentan con líneas de crédito ágiles.
2. La necesidad de nuevos instrumentos de crédito
El análisis de la situación en el terreno confirma que el financiamiento comercial ya no alcanza. El sector servicios requiere:
Mercado de Capitales: Mayor uso de Obligaciones Negociables (ON) pyme y descuento de facturas digitales para inyectar liquidez inmediata.
Fondos de Garantía: Un rol más activo de los fondos provinciales para avalar créditos destinados a la compra de bienes de capital (CAPEX).
Sociedades de Garantía Recíproca (SGR): Potenciar estas herramientas para que las pymes puedan acceder a tasas competitivas sin quedar atrapadas en la burocracia bancaria.
3. El RIGI y las Pymes: El “derrame” esperado
Uno de los puntos de tensión en este 2026 es cómo los beneficios del RIGI, diseñados para las grandes operadoras, “derraman” hacia los proveedores. Desde Runrún, sostenemos que el financiamiento de la cadena de valor debe ser parte de la estrategia soberana. Si las grandes operadoras gozan de estabilidad y beneficios fiscales, parte de esa solidez debe traducirse en mejores condiciones de contratación y apoyo financiero para sus contratistas locales, evitando que el eslabón más débil de la cadena se rompa por falta de capital de trabajo.
4. Hacia una “Banca Energética” especializada
La complejidad técnica de Vaca Muerta requiere una evaluación de riesgo que un oficial de crédito tradicional a menudo no comprende. El sector demanda una arquitectura financiera que entienda los ciclos del petróleo y la minería, permitiendo que la “ejecución real” de la que hablamos no se detenga por falta de flujo de caja.
Visión Runrún:
Vaca Muerta ya no tiene un problema de geología ni de talento; tiene un problema de velocidad financiera. Para que la Argentina exportadora de energía sea una realidad permanente, las empresas de servicios deben dejar de autofinanciar el crecimiento con capital propio. Es hora de que el sistema financiero se ponga el mameluco y baje al pozo con soluciones a la medida del sector más dinámico del país.
La tracción de Vaca Muerta sobre la cadena productiva petrolera y las actividades conexas explican por qué en Neuquén creció el empleo privado en los últimos dos años, mientras se derrumbó en el resto del país. La provincia lideró el podio de las únicas tres jurisdicciones en donde creció el trabajo formal, según reveló un informe privado.
El distrito del norte de la Patagonia creció 2,2% entre noviembre de 2023 y octubre de 2025, lo que representó un aumento de 3.212 nuevos puestos de trabajo, según un trabajo publicado por la consultora Politikon Chaco. De esa manera, junto a Río Negro y Mendoza, -donde el empleo aumentó 0,7% y 0,2%, respectivamente-, logró eludir el escenario general recesivo, donde el sector promedió una caía de 2,8% desde la asunción de Javier Milei.
El trabajo realizado con datos de la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social muestra un país con números en rojo, con caídas que representan desde el -0,1% en San Juan hasta el -12,0% en La Rioja y -15,7% en Santa Cruz.
El derrame de Vaca Muerta
El boom de Vaca Muerta es el ejemplo más concreto de que el sector energético en su conjunto tiene un crecimiento muy importante durante el último tiempo en la generación de empleo privado registrado, y muestra que la energía “viene a contramano de un ciclo económico”, analizaron en diálogo con Letra P los responsables del informe.
La performance de la actividad, que queda desligada de los vaivenes financieros, derrama sobre actividades conexas, como los servicios, la logística y el transporte, principalmente. ¿Cuánto? “Imposible de saber” desde que el gobierno eliminó la base del empleo sectorial por provincia, precisan desde la consultora.
El rol del Estado neuquino
En el análisis de Politikon, si bien “Vaca Muerta se vende sola”, el gobierno de Neuquén se paró como un buen facilitador administrativo y logró acelerar el crecimiento del sector con la concreción de obras de infraestructura que a los privados le permiten aprovechar el boom.
Tras conocerse el informe, la administración de Rolando Figueroa valoró la consolidación de Emplea Neuquén, un programa orientado a la capacitación y la certificación de oficios que permite sostener un puente de vinculación directa entre trabajadores y empresas.
También destacaron los acuerdos alcanzados con operadoras y empresas de servicios de Vaca Muerta para brindar beneficios a quienes dan prioridad a la mano de obra neuquina, un esfuerzo que es “acompañado por los gremios”.
Entre las obras de infraestructura encaradas por el gobierno provincial destaca el trabajo realizado en rutas, gasoductos y servicios básicos, así como la expansión de redes de gas natural, agua y la ejecución de obras viales que generan puestos de trabajo directos e indirectos.
Neuquén en el mapa nacional
En los próximos años, la magnitud del crecimiento en el sector va a depender de cuánto se expandan las actividades de exploración y explotación en la zona. Los procesos de expansión tienen un impacto más fuerte al principio, pero tienen “un techo de crecimiento”, explicó Alejandro Pegoraro, titular de Politikon.
Salvo que surjan posibilidades de nuevas inversiones que amplíen esas actividades, lo más probable es que el empleo en Neuquén siga creciendo, pero a una velocidad más lenta.
De todas formas, en un escenario en el que la mayoría de las provincias no tiene un sector que pueda generar un derrame similar en otras cadenas productivas, Neuquén va a seguir liderando y destacando en el mapa nacional.
Caída generalizada en el país
A nivel nacional, desde noviembre de 2023 el sector privado formal de la economía perdió 176.908 puestos de trabajo, mayoritariamente empleos industriales que requieren especialización y formación de la mano de obra. Además, tras la apertura indiscriminada de las importaciones, un gran número de empresas dejó de fabricar en la Argentina, decidió importar y redujo su actividad al mínimo.
Muchos de los trabajadores que perdieron sus empleos hoy son monotributistas o trabajan de forma independiente o a través de aplicaciones, por lo que la caída laboral no se refleja en las estadísticas de desempleo.
La geografía hidrocarburífera de la provincia experimenta un desplazamiento hacia el sur del río Neuquén que devuelve a la comarca petrolera de Vaca Muerta un rol protagónico en la escena nacional. El municipio de Plaza Huincul inició un proceso de ordenamiento territorial ante el inminente inicio de la explotación en bloques estratégicos vinculados al megaproyecto exportador de gas natural licuado. El intendente Claudio Larraza confirmó que la ciudad ya trabaja en la previsión de infraestructura y logística para recibir el impacto productivo de las áreas Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza.
La planificación local busca adelantarse a la demanda de servicios que generará el proyecto Argentina LNG, liderado por la petrolera de bandera. Esta expansión energética requiere que la gestión municipal articule de manera inmediata planes de capacitación y atracción de inversiones para evitar un crecimiento desordenado de la zona urbana. Para el jefe comunal, la ciudad recuperó una centralidad estratégica que obliga a una anticipación técnica en materia de vialidad y conectividad con los nuevos centros de producción.
Una de las piezas fundamentales de este esquema es el bloque Las Tacanas, que se ubica como el desarrollo no convencional más próximo a las localidades históricas del petróleo neuquino. La empresa YPF ya notificó a la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales sobre las intervenciones exploratorias y la construcción de locaciones en este sector. Estos trabajos incluyen la perforación de pozos y el tendido de ductos, procesos que actualmente atraviesan las etapas de evaluación ambiental y audiencia pública.
La infraestructura de transporte constituye el eje central que conectará la producción local con los mercados internacionales de exportación. El Boletín Oficial del pasado 6 de enero confirmó el llamado a titulares de inmuebles rurales para coordinar las servidumbres de paso del nuevo gasoducto. Esta traza proyectada tendrá una extensión de aproximadamente 570 kilómetros, uniendo la zona de Meseta Buena Esperanza con la localidad rionegrina de Sierra Grande, donde se instalará la terminal de licuefacción.
Desde el punto de vista operativo, la elección de estos bloques ubicados al norte de Cutral Co y Plaza Huincul responde a la alta productividad de la ventana de gas húmedo. La cercanía logística con las instalaciones de superficie ya existentes permite reducir los costos de inversión y optimizar los tiempos de puesta en marcha. La creación de este “hub” integrado favorece la competitividad de la cuenca y garantiza un flujo constante de gas para el esquema de exportación por barcos.
La documentación ambiental detalla que las obras de infraestructura en Las Tacanas marcarán el inicio de una etapa de intensa actividad en el ejido urbano. El municipio busca que este crecimiento se traduzca en una mejora directa para los vecinos, mediante el fomento de pequeñas y medianas empresas locales que puedan prestar servicios a la industria. Según declaraciones del mandatario comunal, la prioridad es ordenar el territorio para que la actividad hidrocarburífera no colapse la dinámica diaria de la ciudad.
El proceso administrativo para las servidumbres y relevamientos de suelos en Neuquén y Río Negro ratifica que el proyecto ya superó la etapa de simples proyecciones. La movilización de equipos y personal técnico hacia la zona de influencia de Plaza Huincul se espera para los próximos meses, una vez obtenidas las licencias ambientales finales. Este movimiento reconfigura el mapa de Vaca Muerta, extendiendo los límites de la zona de mayor actividad hacia sectores que históricamente fueron convencionales.
La coordinación entre el Estado municipal y las empresas del sector resulta vital para mitigar cualquier efecto negativo sobre el entorno natural y social. El plan de gestión ambiental sometido a evaluación pública contempla medidas de mitigación para el tránsito de carga pesada y el manejo de residuos industriales. La intendencia de Larraza insiste en que la transparencia en la información y la participación de los organismos de fiscalización son las únicas garantías para un crecimiento sostenible.
Hacia el futuro, la región se prepara para ser el punto de partida de la mayor obra de transporte de gas de la última década en el país. El impacto en el empleo y el consumo local genera una expectativa positiva en el comercio de la comarca, que aguarda el inicio de las obras civiles de mayor envergadura. Mientras se completan los trámites en la Secretaría de Ambiente, la ciudad ajusta sus planes de urbanismo para estar a la altura de su nuevo rol como cabecera logística de la energía.
El Parque Industrial Sostenible tendrá un rol clave para el desarrollo de Vaca Muerta, ya que San Patricio del Chañar se consolida como portal de ingreso a la actividad hidrocarburífera.
El proyecto será tratado por el Concejo Deliberante, que acompaña el proceso de crecimiento y planificación de la localidad.
Convenio urbanístico
La Municipalidad de San Patricio del Chañar firmó un convenio urbanístico con la empresaria Antonella Ferracioli para impulsar la creación del primer Parque Industrial Verde (Sostenible) de la provincia.
El proyecto estratégico abarca aproximadamente 400 hectáreas y fortalece el desarrollo productivo y la planificación territorial de la localidad neuquina.
El acuerdo establece un esquema público-privado mediante el cual el Municipio accederá al 10% de las parcelas útiles del predio, mientras que la inversión para el desarrollo del parque estará a cargo del sector privado.
Esta articulación permitirá al Estado local acompañar políticas de promoción industrial y generar condiciones para nuevas oportunidades de crecimiento económico.
Portal estratégico para Vaca Muerta
El Parque Industrial Sostenible tendrá un rol clave para el desarrollo de Vaca Muerta, ya que San Patricio del Chañar se consolida como portal de ingreso a la actividad hidrocarburífera. La iniciativa permitirá que las empresas que operan en el yacimiento cuenten con un parque industrial planificado, con servicios adecuados y localización estratégica, además de albergar otras actividades productivas.
“Este convenio es una muestra concreta del rumbo que venimos marcando, con planificación, desarrollo y trabajo conjunto con el sector privado”, expresó el intendente Gonzalo Nuñez.
Agenda de desarrollo
El jefe comunal destacó que el acuerdo se suma a otros convenios urbanísticos ya firmados, que forman parte de una agenda de desarrollo sostenida. “Cada uno de estos convenios responde a una visión clara de crecimiento ordenado y con reglas”, afirmó.
El proyecto será tratado por el Concejo Deliberante, que acompaña el proceso de crecimiento y planificación de la localidad.
La balanza comercial energética registró en el año 2025 un superávit récord de U$S 7.815 millones, destacó el ministerio de Economía-
Tal registro resultó de exportaciones por U$S 11.086 millones (+12,8 % interanual) e importaciones por U$S 3.271 millones (-18 % interanual).
En diciembre último el superávit energético fue de U$S 893 millones, que resultó de exportaciones por U$S 1.067 millones (+0.6% interanual) e importaciones por U$S 174 millones (-0.4% interanual).
“Con reglas claras para el privado y gracias a la normalización del sector, la energía consolida el crecimiento de la economía”, destacó el Ministerio.
Quedan excluidos de los subsidios los usuarios que posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años.
La Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial los criterios de exclusión que determinan qué usuarios no pueden recibir subsidios en las tarifas de gas y electricidad en todo el país. El nuevo Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que comenzó a regir desde enero, reemplazó a la segmentación tarifaria que dividía a los usuarios en tres niveles.
A partir de este año habrá solo dos grupos: los hogares con subsidiosy los hogares sin subsidios. El universo que recibirá subvenciones estatales está conformado por los usuarios que estaban en el Nivel 2 (ingresos bajos) y Nivel 3 (ingresos medios).
Subsidios: quiénes quedarán excluidos
La Disposición 2 de la Subsecretaría de Planeamiento y Transición Energética hará una evaluación patrimonial para contemplar que no reciban subsidiosen el gas y la electricidad los siguientes grupos:
• Hogares cuyos integrantes posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años (antes eran cinco años). Este criterio no se aplica en el caso de contar con un integrante del hogar titular de un Certificado Único de Discapacidad (CUD).
• Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles (antes eran dos inmuebles).
• Hogares en los que al menos un integrante posea una embarcación de lujo.
• Hogares en los que al menos un integrante posea una aeronave.
• Hogares en los que al menos un integrante posea activos societarios.
En 2024 se había eliminado la restricción para recibir subsidios energéticos a los usuarios que comprarondivisas extranjeras. Tampoco continúa la restricción a quienes viajaron al exterior o tienen medicina prepaga.
El esquema con el que el gobierno planea reducir subsidios este año de 0,65% a 0,50% del PBI también alcanza a los usuarios de gas propano por redes y beneficiarios del Programa Hogar para garrafas de 10 kilos. Los usuarios ya inscriptos en el viejo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no tienen que presentar una nueva declaración jurada.
El gobierno también publicó la Disposición 1 donde está el nuevo formulario de declaración jurada para que completen los usuarios que todavía no lo hicieron en anterior esquema RASE.
ReSEF: Criterios y control de subsidios
El criterio central del nuevo esquema ReSEF -que ya había publicado la Secretaría de Energía a través del Decreto 943 del 31 de diciembre de 2025- establece que los hogares subsidiados no podrán tener ingresos mensuales netos superiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un Hogar 2 (dos adultos y dos menores) según el INDEC, que en enero es de 3,9 millones de pesos.
El control sobre los usuarios se realizará mediante el cruce de distintas bases de datos de variados organismos estatales como el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), la ANSES, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), el ENRE y ENARGAS.
Este lunes el gobierno publicó el Decreto 23 donde aprueba un préstamo de US$ 400 millones a la Corporación Andina de Fomento (CAF) para Programa de Enfoque Sectorial Amplio (SWAP) de Apoyo a la Sostenibilidad del Sector Energético. Se trata de un monto para “el fortalecimiento del marco regulatorio”, aplicar “mejoras en la focalización de los subsidios” (bases de datos del ReSEF) y “promocionar el uso eficiente de la energía”.
El gobierno también utilizará la georreferenciación para determinar zonas donde se entiende que hay usuarios con ingresos para afrontar las facturas sin subsidios, como countries o barrios de alto poder adquisitivo como Puerto Madero, como realizó en 2025.
El ajuste fiscal en materia de subsidios que diseñó el gobierno de Javier Milei ya tuvo el trazo grueso. En 2023 habían explicado el 1,5% del PBI, mientras que en el primer año de Milei en 2024 cayeron a 1%. En 2025 el ajuste continuó a una velocidad menor, ya que los subsidios implicaron un 0,65% del PBI. La Secretaría de Energía tiene como meta que en 2026 se achiquen a 0,50% del PBI.
Formulario del nuevo Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF).
Quiénes sí recibirán subsidios
Según el Decreto 943, pasarán a recibir automáticamente subsidios en las facturas los hogares que cuenten con un Certificado de Vivienda Familiar del Registro Nacional de Barrios Populares de Argentina (ReNaBaP); con una Pensión Vitalicia de Veteranos de Guerra; o un Certificado Único de Discapacidad (CUD).
Los usuarios que ya están inscriptos en el RASE no deberán completar un formulario nuevo. Sí podrán actualizar la información de su declaración jurada y consultar su situación a través de la opción Trámites de Mi Argentina.
La ampliación de infraestructura permitió este año incrementar las exportaciones de crudo por la terminal de Puerto Rosales.
La balanza comercial energética alcanzó en 2025 un superávit de US$ 7.815 millones, la cifra más alta registrada en la serie histórica del rubro, tal como se desprende de los resultados del reporte de Intercambio Comercial Argentino (ICA) que dio a conocer este martes el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).
Durante el acumulado de los doce meses, las exportaciones de Combustibles y Energía (CyE) ascendieron aUS$ 11.086 millones, lo que representó un incremento del 14,1% respecto al año anterior, aún en un contexto de precios internacionales del crudo a la baja, lo que fue compensado largamente por mayores volúmenes provenientes en exclusivo del no convencional de Vaca Muerta.
De acuerdo al Indec, este desempeño sectorial de las exportaciones se explicó por un aumento del 28,5% en las cantidades despachadas, que logró compensar una caída del 11,2% en los precios internacionales. Por el lado de las importaciones del sector, se registró una caída del 18% interanual, con un desembolso total de US$ 3.271 millones.
De esta manera, el sector energético representó casi 7 de cada 10 dólares de superávit en el cierre de 2025, ya que el saldo entre las exportaciones y las importaciones totales de la Argentina que culminó, con las cifras de diciembre, en US$11.286 millones.
El peso de la energía en el total de las exportaciones
En términos globales, la Argentina cerró el año 2025 con exportaciones totales sumaron US$ 87.077 millones, lideradas por las Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA) con un 35,0% de participación, seguidas por las Manufacturas de Origen Industrial (MOI) con el 26,8% y los Productos Primarios (PP) con el 25,4%.
En este sentido, si se considera solamente los ingresos por exportaciones, el rubro de energía ya representa el 12,7% de los despachos totales del país, de acuerdo al reporte del Indec.
Particularmente en diciembre, la balanza comercial presentó un superávit de US$ 1.892 millones, con un incremento de US$ 211 millones frente al mismo mes de 2024. No obstante, el índice de términos del intercambio marcó una disminución del 0,9%, lo que refleja un ligero deterioro en los precios relativos de los productos argentinos en el mercado mundial.
Este resultado histórico se enmarca en un proceso de transformación del sector hidrocarburífero. La tendencia de declino productivo iniciada a fines de los años 90, que profundizó la restricción externa del país, se revirtió mediante el desarrollo de los recursos no convencionales en la última década, por la irrupción de Vaca Muerta.
En ese esquema, la mayor capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina fue clave para sustituir importaciones de GNL y combustibles líquidos, reduciendo la dependencia externa.
Exportaciones energéticas: proyección 2026
A diferencia del pasado reciente, la recuperación de la producción de crudo y gas natural permitió primero reducir el déficit y, desde 2024, consolidar un saldo positivo. En aquel año, el superávit fue de US$ 5.600 millones, cifra ampliamente superada por el registro actual, luego de un 2023 con saldo neutro y un 2022 con un déficit millonario de casi US$4.500 millones.
De cara al próximo año, los analistas prevén que la gravitación de la energía en el comercio exterior sea todavía más significativa. Se estima que en 2026 el superávit del sector podría acercarse a losUS$ 9.000 millones, tal como expresó en su último informe la consultora especializada Economía y Energía, del economista Nicolás Arceo.
Este crecimiento esperado se sustenta en una proyección de exportaciones energéticas superiores a los US$ 12.200 millones, impulsadas principalmente por los embarques de petróleo crudo. Y se espera que la tendencia siga en alza con la puesta en marcha hacia fines de 2026 de la mega plataforma exportadora del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía determinó las condiciones que habrán de ser tomadas en cuenta para considerar el acceso o no a los “Subsidios Energéticos Focalizados” en las tarifas de gas y de electricidad por parte de los usuarios a partir de ahora, dejando de lado el esquema de tres categorías (N1, N2 y N3) que se aplicó en los últimos años.
Al respecto, la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético emitió las Disposiciones 1 y 2, que fueron publicadas en el Boletín Oficial.
Por la Disposición 1 se aprobó el Formulario -que tiene carácter de Declaración Jurada- para que los beneficiarios de los SEF puedan completar sus datos personales a los efectos de su incorporación, a través del sitio web https://www.argentina.gob.ar/subsidios, en la base de datos del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) creado por el decreto 943/2025, que vino a reemplazar al registro RASE.
En este sentido, quienes ya figuran en el RASE NO deberán reinscribirse, y será en base a dichos datos que Energía evaluará si corresponde o no aplicar el subsidio, tomando en cuenta las nuevas condiciones establecidas por el ministerio de Economía, con la decisión de reducir fuertemente tales subsidios.
El nuevo esquema se limita a dos categorías: Con y Sin Subsidio.
A través de un Anexo de la Disposición 2, la Subsecretaría a cargo de Antonio Milanese determinó los “Indicadores de Exteriorización Patrimonial y de Manifestación de Capacidad Económica” que se considerarán para resolver el Acceso o NO al subsidio parcial de la factura (bloque de consumo base) por el suministro realizado, y según los meses del año calendario en los que ocurre. La medida entra en vigencia a partir del día de su publicación en el Boletín Oficial.
Quedan excluídos
Hogares cuyos integrantes posean al menos un (1) automóvil con una antigüedad igual o menor a tres (3) años. Este criterio no se aplica en el caso de contar con un integrante del hogar titular de un Certificado Único de Discapacidad (CUD) emitido por autoridad competente.
Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres (3) o más inmuebles.
Hogares en los que al menos un integrante posea una (1) embarcación de lujo.
Hogares en los que al menos un integrante posea una (1) aeronave.
Hogares en los que al menos un integrante posea Activos Societarios.
Asimismo, y en base a lo establecido en un Anexo del Decreto 943/2025, los Criterios de Inclusión y Permanencia determina que “Calificarán como beneficiarios del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados los hogares inscriptos en el anterior RASE o que se inscriban en el actual ReSEF y cuyos integrantes registren, en conjunto, ingresos netos iguales o inferiores a un valor equivalente a TRES (3) Canastas Básicas Totales (CBT) para un (1) ”HOGAR 2” según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
El monto total de ingresos referido rondaría ahora los 3,9 millones de pesos para casi todo el país, siendo algo mayor para la Zona Patagónica (rondará los 4,7 millones de pesos).
El Decreto 943/2025 creó el régimen de SEF y unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional en una sola categoría de usuarios Residenciales a los efectos de la aplicación de los subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al Gas Licuado de Petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos.
Calificarán también como beneficiarios del SEF: (a) Los hogares que tengan UN (1) integrante que posea Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP);
(b) Los hogares que tengan UN (1) integrante que posea Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.
(c) En el caso de hogares que cuentan con al menos un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), la Secretaría de Energía deberá evaluar de qué forma el CUD implica necesidad de ayuda económica para el pago de los servicios energéticos.
En tanto, No calificarán como beneficiarios del régimen de Subsidios (SEF) los hogares cuyos integrantes registren, en conjunto, ingresos netos superiores a TRES (3) Canastas Básicas Totales (CBT) para UN (1) “HOGAR 2” según el INDEC.
Por otra parte, independientemente del nivel de ingresos registrados o declarados, la S.E. en su carácter de Autoridad de Aplicación del régimen de Subsidios (SEF), podrá determinar los indicadores de exteriorización patrimonial que autoricen a presumir capacidad de pago y cuya verificación respecto de alguno de los integrantes del hogar justificará el rechazo o la exclusión del beneficio.
En tal sentido, respecto de los beneficiarios del SEF “se procederá a realizar el cruce de información respecto a los ingresos registrados conforme a las bases de datos del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), y otras bases de datos, además de aplicar criterios de georreferenciación y de verificar la existencia de indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos, conforme a los parámetros previstos en el decreto 943/25”.
Asimismo, se dispuso que “ANSES pondrá a disposición de la Subsecretaría, la información que permita verificar los ingresos registrados del conjunto de los integrantes del hogar identificado, a los fines de su consideración como unidad de análisis para la evaluación de la elegibilidad al régimen”.
“La información provista por ANSES tendrá carácter complementario a las Declaraciones Juradas efectuadas por los solicitantes y será utilizada exclusivamente para la implementación, administración y evaluación del SEF, de conformidad con la normativa vigente en materia de protección de datos personales”, señaló Energía.
El ejecutivo cuenta con 23 años de experiencia en la industria energética y vuelve al país luego de liderar posiciones clave en TotalEnergies.
Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Luciano Rojas como nuevo Director Comercial de Total Austral en reemplazo de Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la Compañía, en Francia.
Rojas regresa a Argentina tras desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en Casa Matriz (Francia), posición que asumió en septiembre de 2023. Con más de 23 años en la Compañía, ha ocupado roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la Gerencia Comercial y de la Gerencia de Estrategia de Total Austral.
“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en el país y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la Compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, expresó Luciano.
Por su parte, Sergio Martín Mengoni, Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, celebró el nombramiento: «Es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de Argentina y 5 centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años.
Rojas es Licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), y posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Su formación le ha brindado una sólida base en negocios y mercados energéticos, complementada con experiencia internacional que fortalece su visión estratégica en el sector.
Desde su nuevo rol, Luciano Rojas tendrá el desafío de impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible.
Las fuerzas gubernamentales sirias han capturado un importante territorio en el norte y el este de Siria, expulsando a las fuerzas kurdas de zonas donde habían ejercido un control efectivo durante más de una década. Entre las zonas ocupadas se encuentran la ciudad de Tabqa y los depósitos de agua circundantes, así como los importantes yacimientos petrolíferos de Omar y el campo de gas de Conoco, en el este del país.
Según replicó la agencia internacional Euronews, la captura de estas zonas estratégicas otorga al Ejército sirio un mayor control sobre las infraestructuras energéticas y los puntos clave a lo largo del Éufrates.
Las operaciones del Ejército sirio estuvieron acompañadas de enfrentamientos en campos petrolíferos y posiciones estratégicas a lo largo del río, mientras las fuerzas kurdas se retiraban a zonas situadas al este del Éufrates. Al mismo tiempo, las fuerzas gubernamentales ampliaron su presencia en las zonas administradas por los kurdos con el objetivo de restablecer plenamente el control estatal en el norte y el este del país.
Antes del conflicto, Al-Omar producía alrededor de 50 mil barriles diarios, cifra que actualmente no supera los cinco mil barriles debido a los métodos primitivos y ambientalmente insalubres empleados en los últimos años.
La rehabilitación de los campos permitirá un aumento progresivo de la producción y, a mediano plazo, la reanudación de las exportaciones.
Las fuerzas gubernamentales sirias han capturado un importante territorio en el norte y el este de Siria, expulsando a las fuerzas kurdas de zonas donde habían ejercido un control efectivo durante más de una década. Entre las zonas ocupadas se encuentran la ciudad de Tabqa y los depósitos de agua circundantes, así como los importantes yacimientos petrolíferos de Omar y el campo de gas de Conoco, en el este del país.
Según replicó la agencia internacional Euronews, la captura de estas zonas estratégicas otorga al Ejército sirio un mayor control sobre las infraestructuras energéticas y los puntos clave a lo largo del Éufrates.
Las operaciones del Ejército sirio estuvieron acompañadas de enfrentamientos en campos petrolíferos y posiciones estratégicas a lo largo del río, mientras las fuerzas kurdas se retiraban a zonas situadas al este del Éufrates. Al mismo tiempo, las fuerzas gubernamentales ampliaron su presencia en las zonas administradas por los kurdos con el objetivo de restablecer plenamente el control estatal en el norte y el este del país.
Antes del conflicto, Al-Omar producía alrededor de 50 mil barriles diarios, cifra que actualmente no supera los cinco mil barriles debido a los métodos primitivos y ambientalmente insalubres empleados en los últimos años.
La rehabilitación de los campos permitirá un aumento progresivo de la producción y, a mediano plazo, la reanudación de las exportaciones.
Destilería Argentina de Petróleo S.A. (DAPSA), empresa perteneciente al holding Sociedad Comercial del Plata, anunció días atrás la firma de un acuerdo estratégico con la norteamericana Chevron, para la comercialización de combustibles en la región.
Este convenio marca el inicio formal de una relación estratégica entre ambas compañías, orientada a impulsar el crecimiento de DAPSA asociado a la comercialización de commodities de Chevron en la región.
El acuerdo también establece expresamente que las partes evaluarán áreas adicionales de integración en el negocio, incluyendo la expansión de la logística del abastecimiento de DAPSA
Asimismo, el acuerdo contempla condiciones comerciales especialmente diseñadas para permitir que DAPSA incremente su presencia en los mercados regionales mediante una propuesta de valor altamente competitiva con combustibles de la mejor calidad.
Para DAPSA “este desarrollo estratégico se orienta a fortalecer nuestro modelo local replicándolo a nivel regional. Para ello es necesario sumar nuevos operadores en los países vecinos que compartan nuestros valores y vocación para trabajar juntos, aprovechando sinergias como verdaderos socios estratégicos, acelerando la expansión del proyecto y permitiéndonos plasmar el enorme potencial que supone la alianza estratégica que hemos construido con Chevron”.
Con más de 50 años de experiencia, DAPSA opera una red de aproximadamente 200 estaciones de servicio en todo el país y posee una terminal portuaria en Dock Sud con más de 140.000 metros cúbicos de capacidad de almacenamiento, interconectada por oleoductos con las principales refinerías y terminales portuarias de la región.
Además, la compañía concentra aproximadamente el 10% de la producción local de lubricantes y el 60% del mercado de grasas lubricantes.
La transición hacia energías limpias en China alcanzó un nuevo hito con la exitosa perforación de un pozo geotérmico de alta temperatura en la provincia de Shandong.
La Oficina Provincial de Geología y Recursos Minerales anunció la finalización de las obras en la región del delta del río Amarillo, logrando parámetros de eficiencia sin precedentes para la región.
El pozo registró una temperatura de 162 grados Celsius en su fondo y una salida de agua en superficie de 138 grados Celsius. Según Zhang Yunfeng, director del Instituto de Exploración Geo-mineral de Shandong, la potencia térmica estable se estima en 21,57 megavatios, lo que representa un potencial significativo para la matriz energética local.
Capacidad y beneficios ambientales
El impacto de este nuevo recurso se traduce en cifras concretas para la sostenibilidad:
Generación eléctrica: Podría producir unos 25.200 kilovatios-hora diarios, suficientes para cubrir la demanda de 10.000 residentes.
Uso industrial: Tiene capacidad para suministrar 94.000 toneladas de vapor al año, lo que permitiría reemplazar 18.800 toneladas de carbón.
Reducción de emisiones: Se estima un ahorro de 48.900 toneladas de dióxido de carbono anuales.
El proyecto destaca por su sistema de economía circular. Una vez utilizada para la generación de energía o procesos industriales, el agua restante (a 80 grados) se destinará a la calefacción centralizada de áreas residenciales que cubren casi dos millones de metros cuadrados.
Incluso el calor residual final, a unos 60 grados, será aprovechado en invernaderos inteligentes y proyectos de acuicultura a gran escala, cerrando un ciclo de aprovechamiento total del recurso.
China, que ya lidera la escala mundial de utilización directa de energía geotérmica, planea expandir estos modelos para fortalecer tanto el bienestar público como el crecimiento económico sostenible a través de recursos renovables estables y de baja emisión.
Pese a que la inflación en 2025 fue del 31,5%, la cifra más baja de los últimos ocho años, el precio de la nafta premium pegó un salto de 52% en los últimos doce meses. Sin embargo, hay grandes diferencias en los surtidores del país.
De acuerdo a un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (UBA-Conicet), la variación interanual tiene valores significativos: la nafta súper tuvo una suba de 30,8% (por debajo de la inflación), pero la nafta premium trepó el año pasado 52,18%, el gasoil común de 40,57% y el gasoil premium de 57,7%.
En lo que respecta al precio promedio nacional en surtidor de los combustibles líquidos para enero se estima en $1.835 para la nafta premium, $1.577 para la súper, $1.901 para el gasoil premium y $1.655 para el común. Y en ese sentido, existen diferencias significativas en los precios según la provincia, en parte por los costos logísticos como la carga impositiva.
En el extremo más caro del país se ubica Formosa, donde el litro de nafta premium alcanza los $1.955, seguida por Corrientes ($1.926), La Rioja ($1.916), Misiones ($1.913) y Santa Fe ($1.898). En contraste, los valores más bajos se registran en Río Negro ($1.637 por litro); Chubut ($1.653), La Pampa ($1.677) y Santa Cruz ($1.684). La provincia de Buenos Aires está en la mitad de la tabla, con un costo promedio del litro de $1.877.
En el caso de la nafta súper, también se observan marcadas diferencias entre provincias. El precio más alto del litro se registra en Corrientes, donde alcanza los $1.682, seguida por Salta ($1.670), Misiones ($1.664), La Rioja ($1.663), Santiago del Estero ($1.656) y Córdoba ($1.650). Del otro lado, los valores más bajos se concentran principalmente en el sur del país. Santa Cruz presenta el litro de nafta súper más barato, a $1.350, seguida por Chubut ($1.377), Río Negro ($1.382) y La Pampa ($1.402). En el caso de las estaciones bonaerenses, el promedio es $1.614.
En el segmento de gasoil premium, donde la dispersión en menos marcada, los precios más elevados se registran en Neuquén, donde el litro alcanza los $1.987, seguida por Chubut ($1.985) y Corrientes ($1.976). En contraste, los valores más bajos se observan en Tierra del Fuego, con un precio de $1.704 por litro, Mendoza ($1.793) y la Ciudad de Buenos Aires ($1.794). En la provincia de Buenos Aires el litro se ubica en $1.848.
El Gobierno avanzó en la aplicación de un nuevo esquema de subsidios energéticos a los hogares con la creación de un nuevo sistema, el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), de inscripción obligatoria para quienes quieran mantener el beneficio. Además, se definieron los motivos para quedarse sin subvención.
La medida se implementó a través de las disposiciones 1 y 2/2026 de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, publicada este martes en el Boletín Oficial con la firma de su titular, Antonio Milanese.
Según los textos, el sistema prevé el cruce de información entre organismos públicos, que permitirá evaluar la elegibilidad de los solicitantes mediante una declaración jurada digital. La Secretaría de Energía será la autoridad responsable de administrar y controlar estos beneficios.
Cada usuario deberá completar una declaración jurada, con datos de todos los convivientes e información patrimonial. En caso de modificaciones, también podrá revisar o subsanar la información a través de la plataforma Mi Argentina o, si corresponde, por el sistema de Trámites a Distancia (TAD).
Subsidios a la luz y el gas: quiénes quedarán excluidos del beneficio
Entre los factores que pueden dejar a un hogar fuera del subsidio figuran:
Poseer activos societarios que indiquen capacidad económica elevada.
Poseer un automóvil con antigüedad menor o igual a tres años (salvo en casos de titulares con Certificado Único de Discapacidad).
Tener tres o más inmuebles registrados a nombre de integrantes del hogar.
Si alguien ya se inscribió en el RASE, ¿tiene que reinscribirse en el nuevo registro?
Quienes ya se encontraban en el antiguo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no deberán reinscribirse, ya que sus datos migrarán automáticamente al nuevo sistema, aunque podrán actualizarlos si hay cambios en su situación familiar o económica.
El Gobierno asegura que el objetivo de este régimen es “identificar con precisión quiénes realmente necesitan la ayuda estatal” y evitar asignaciones indebidas, mediante la integración de datos entre la ANSES, la Secretaría de Energía y otros organismos.
Subsidios energéticos: cambios para las pymes
En el caso de las pequeñas y medianas empresas, el nuevo esquema marca un endurecimiento de los criterios de acceso a la energía subsidiada. Las pymes que presenten capacidad económica comprobable, activos relevantes o niveles de facturación superiores a los parámetros definidos quedarán fuera del beneficio.
Esto implica un aumento de los costos operativos, especialmente para comercios, industrias y servicios intensivos en consumo energético. Desde el sector productivo advierten que la suba en tarifas podría trasladarse a precios o afectar márgenes en un contexto de actividad todavía frágil.
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, junto al presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Martín Porro.
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Martín Porro, justificaron la importancia de reorganizar el sector nuclear para garantizar la sostenibilidad económica y generar ingresos a partir de los proyectos nucleares, en una entrevista exclusiva concedida a EconoJournal.
Federico Ramos Napoli, un joven abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, fue designado por el Gobierno en diciembre para conducir una nueva Secretaria de Asuntos Nucleares. Previamente se desempeñó en Dioxitek, primero como gerente general y luego como presidente. En la empresa estatal productora de dióxido de uranio lideró un proceso de reestructuración con la meta de volverla rentable.
La creación de esta secretaría llegó acompañada de cambios en la CNEA. Martín Porro, un ingeniero químico con 30 años de trayectoria en el ámbito nuclear y energético, asumió la presidencia de la institución científica en reemplazo de Germán Guido Lavalle. El nuevo presidente dedicó su carrera en la institución a la construcción, puesta en marcha, operación, mantenimiento y gestión de instalaciones nucleares.
La reorganización del sector nuclear a partir de la CNEA
Las nuevas autoridades subrayaron que las experiencias recientes en la CNEA a la hora de definir modelos comerciales para los proyectos nucleares no es positiva. La consecuencia principal es la generación de nuevos costos operativos para la CNEA y la ralentización o paralización en la ejecución de los proyectos.
El reordenamiento del sector nuclear que se propone tendrá como norte la generación de modelos de negocio para darle viabilidad económica a las inversiones estatales en proyectos nucleares. “La CNEA una vez que culminó con el desarrollo de un proyecto tiene que reportarle un beneficio económico sostenido en el tiempo porque es lo que va a seguir financiando y poniendo la rueda en movimiento”, evaluó el secretario de Asuntos Nucleares.
-Hace un año el gobierno anunció un Plan Nuclear y la creación de un Consejo Nuclear. Un año más tarde se creó la Secretaría de Asuntos Nucleares. ¿Qué agenda tienen en mente para el sector nuclear?
Federico Ramos Napoli: El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente. Ya sea por gobernanza interna de la Comisión, porque hay un esquema de incentivos rotos, o bien porque se deciden proyectos quizás con una escala que no es la correcta.
Un ejemplo puede ser la planta de Formosa, que es la situación sobreanalizada que tuvimos en Dioxitek. Es una planta cuyo plan inicial eran dos líneas de producción de unas 250 toneladas de dióxido de uranio de capacidad nominal por línea, es decir 500 toneladas anuales. Había un problema de la falta de modelo de negocio, porque la demanda agregada de las centrales nucleares argentinas que utilizan dióxido de uranio natural oscila en torno a las 210 toneladas. Tenés 290, 280 toneladas huérfanas.
¿Con esas 280 toneladas podés llegar a algún mercado? ¿Tenés un jugador lo suficientemente relevante como para colocarlas? Entonces, esa falta de modelo de negocio para las cosas que se hacen es lo que hoy nos lleva a tener proyectos parados, sin financiamiento o sin una viabilidad comercial.
La CNEA una vez que culminó con el desarrollo de un proyecto tiene que reportarle un beneficio económico sostenido en el tiempo porque es lo que va a seguir financiando y poniendo la rueda en movimiento. De lo contrario en algunos casos sucede que la Comisión se hace cargo del desarrollo, gestión y construcción del proyecto y después también tiene que financiar o gastar recursos en la operación o en mantener el activo en los casos en los que no pudo terminar el proyecto.
Hoy la Argentina tiene una serie de proyectos o facilidades nucleares que están en desuso, lo que genera un costo por mantenimiento altísimo. Lo hemos visto con el caso de la Planta Industrial de Agua Pesada lo hemos visto con el caso de la planta de Dioxitek en Formosa.
Martín Porro: Otro caso mucho más reciente y quizás hasta mucho más relevante es el RA-10. Primero nació como un reactor muy similar al RA-3, con un poquito más de potencia. Después empezaron a incrementarle facilidades y algunos esquemas para irradiar nuevas tecnologías que generaron que ese reactor que arrancó con un valor X se multiplicara por 2 o por 3. Pero lo más preocupante es que no hubo un plan de negocios asociado a ese crecimiento, con lo cual hoy la CNEA tiene un reactor modelo a nivel internacional sin una escala comercial de todo lo que podría potencialmente salirse a vender.
-¿Cómo progresa la ejecución del proyecto RA-10?
FRN: A fines de este año o principios del que viene el reactor debería estar poniéndose a crítico. Se sigue trabajando muy bien para que eso suceda, y ahí es donde la colisión de culturas organizacionales dentro de la CNEA expone un problema para el sector. Tenés el hito tecnológico producto de la investigación y desarrollo que desembocaron en el RA-10.
Ahora bien, el día 2 del RA-10, que es producción de radisótopos, dopaje de silicio, poner la falicidad del laboratorio de haces de neutrones a disposición y también el servicio de prueba de combustibles para reactores tanto de potencia como de investigación, todo eso no tiene un modelo de negocios asociado. Entonces, el hito tecnológico lo va a cumplir la Comisión, pero ahí es donde se nos abre el resto de las preguntas y también te lleva a repensar el rol de la comisión en todo esto.
Una vez que gestó el proyecto, ¿lo tiene que operar en su seno de forma subóptima? ¿O es más coherente buscar una estructura que tenga la capacidad de operar y de utilizar el activo y maximizar los beneficios que se pueden obtener a partir de ese activo? En eso estamos trabajando en este momento.
Ramos Napoli, secretario de Asuntos Nucleares.
-¿Cuál debería ser el rol de la CNEA?
MP: El rol de la CNEA debería estar orientado fuertemente a la investigación y desarrollo y desde ahí tener la capacidad de hacer los spin-off de aquellas herramientas y de equipos que tienen realmente capacidad de crecer técnicamente y de comercialmente ser interesante para la industria.
FRN: Además de la investigación y desarrollo e impulsora de algunos proyectos la CNEA debería ser incubadora de otras estructuras comerciales y a partir de ello desentenderse de su operación. El driver o lo que motiva a una persona que busca correr la frontera tecnológica es muy distinto a lo que motiva a una persona que está detrás de la búsqueda de maximizar la producción. Son culturas distintas. El día a día de un proyecto tiene otra cultura que no es la de la investigación y desarrollo, es eminentemente productiva.
Es algo que lo vimos muy manifiesto en Dioxitek. Mudamos a la empresa de las instalaciones de la CNEA a oficinas propias. A partir de ese hito empezó a cambiar la cultura de los trabajadores de Dioxitek. Lo primero era maximizar la producción de dióxido de uranio. Luego hay una coordinación orientada a los proyectos de la empresa, pero el tipo de perfil que definimos en esa coordinación es muy distinto al perfil del equipo que se encarga del mantenimiento de las instalaciones.
–Los salarios en CNEA llevan casi una década perdiendo contra la inflación, con alguna salvedad momentánea, provocando fuga de talento al sector privado o al extranjero. ¿Cómo se resuelve esa problemática durante este periodo de transición a un nuevo modelo?
FRN: El problema además de lo salarial es la motivación. La CNEA, el sector nuclear argentino en general, tiene el problema de el proyecto que se sobreextiende en el tiempo o que directamente fracasa. La persona no recibe una compensación salarial acorde, producto de que hay una restricción presupuestaria muy grande y también hay un sobredimensionamiento.
La dotación en CNEA aumentó significativamente a lo largo de los últimos años, sin que eso haya implicado incorporar nuevas líneas de negocio o nuevas líneas de investigación. El RA-10 no es un proyecto novedoso, tiene más de 12 años. El CAREM está en idas y vueltas desde los 80, 90. La CNEA no agregó nada significativamente nuevo como para justificar que se haya duplicado la dotación en la Comisión.
MP: Ni siquiera en sus áreas productivas que están vigentes todo está funcionando de manera óptima, sino que todo lo contrario. Todas las áreas productivas que tenemos hoy dentro de la CNEA, en cualquiera de los centros atómicos, está operada subóptima o no está funcionando por lo menos como corresponde. Eso es un gran problema también a la hora de pensar cómo se trabaja lo salarial.
Martín Porro, presidente de la CNEA.
-Pero dentro de CNEA también conviven investigadores de otros organismos científicos, como es el caso del Departamento de Energía Solar.
FRN: Sí, en facilidades de la CNEA podés encontrar investigadores de la Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CONAE), del CONICET. No son orgánicos de CNEA, pero por ejemplo tenés una facilidad que en realidad la utiliza CONAE, este otro espacio lo utiliza el Conicet.
Ahí se diluyen los objetivos que tiene la gente, porque la realidad es que el Conicet hace un tipo de investigación que en los papeles debería ser bastante distinta a la que hace la CNEA, que tiene que bregar por la investigación aplicada y no la investigación simple. Lo mismo para la CONAE. Este mix de culturas repercutió en cómo hoy la Comisión se percibe a sí misma.
-¿Es una situación que deben abordar con la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología?
MP: Exactamente. Pero por ejemplo, en el caso del nexo con el CONICET, nosotros dentro de CNEA tenemos gente de CNEA que trabaja para CNEA y para Conicet, gente que tiene, para decirlo de manera gráfica, los dos sombreros. También tenemos gente que es pura de CONICET trabajando en CNEA.
Eso implica que a veces este entrecruzamiento no queda claro y la barrera de lo tecnológico orientado hacia el Conicet u orientado hacia la CNEA se termina desdibujando en el norte de los dos. O sea, CONICET empieza a meterse en lo aplicado y CNEA empieza a darle mucha más interacción a la ciencia básica y el desarrollo de innovación no tan orientada a la nuclear y eso nos genera varios inconvenientes.
El futuro de las empresas del sector nuclear
La planta de dióxido de uranio de Dioxitek sin finalizar en Formosa.
-¿Qué ocurrirá con las empresas de sector nuclear en las que el Estado es dueño o accionista?
FRN:Son situaciones muy distintas. CONUAR tiene un modelo desde su génesis en el cual la CNEA es accionista minoritario y hay un grupo privado que tiene el resto del paquete accionario. Es hasta un buen ejemplo, porque año tras año la CNEA, en pos de cierto capital inicial y ciertas innovaciones que aportó, recibe los dividendos de esa empresa. Adicionalmente, esa empresa paulatinamente consume servicios y tecnología de la Comisión. El resultado operativo de la compañía, habrá años mejores, años peores, pero siempre paga dividendos.
La diferencia entre Nucleoeléctrica y DIOXITEK es que la primera entró en la ley bases y hay una incorporación de capital privado de hasta el 44% del paquete accionario en marcha. DIOXITEK no está dentro de la ley bases, pero bien podría ser un negocio en el cual participe un privado, porque tanto la conversión de uranio como el negocio de las fuentes selladas en el mundo también lo hacen los privados. Obviamente, la persistencia de una parte del paquete accionario de la Comisión vehiculiza este ida y vuelta de bienes, por un lado, o de flujo de dinero hacia el entorno que fundó esto, pero también permite transferir tecnología.
-Del decreto de privatización de Nucleoeléctrica se desprende que la CNEA seguirá siendo accionista y quizás mantenga su silla en el directorio. ¿La rentabilidad de Nucleoeléctrica podría ser una fuente de financiamiento para la CNEA?
FRN: Bajo los parámetros actuales no, porque la ley 24.065 (NdR: Ley de Energía Eléctrica) en su artículo 37 establece que a las generadoras de capital público se les reconocería solo el OPEX. Pero hubo un avance normativo con la incorporación del 37bis en la ley y conforme avance la privatización de Nucleoeléctrica pasaría a estar alcanzado por el artículo 37bis. Ahí sí se podría rediscutir la tarifa de la generación Nucleoeléctrica, en cuyo caso de avanzar en esa línea la Comisión Nacional de Energía Atómica tomará de los dividendos generados el porcentaje que le corresponda a su paquete accionario.
Oportunidades comerciales con EE.UU.
-Argentina y Estados Unidos tienen una relación de cooperación materia nuclear de larga data. ¿Qué oportunidades se pueden generar a partir de la relación estratégica que el presidente Milei promueve con Estados Unidos?
FRN: Argentina tiene una gran oportunidad de volverse proveedor de bienes y servicios al sector nuclear estadounidense. En Dioxitek se empezó a evaluar la posibilidad de producir hexafluoruro de uranio, eso tiene como objetivo penetrar mercados como el de Estados Unidos, que están ávidos de adquirir ese producto.
MP: También en el caso de Dioxitek hay otras líneas de negocio que han sido consultadas, puntualmente para desarrollo de fuentes específicas para el sistema médico de EE.UU. Desde CNEA también esta nueva ordenanza que tenemos para poder vender servicios está muy orientada a la demanda de las empresas americanas, asociadas a nuevas tecnologías y nuevos desarrollos.
Puntualmente, nos han consultado bastante sobre algunos componentes para SMR (NdR: reactores modulares pequeños). Hay un mercado en EE.UU. en el que tanto Dioxitek como la propia CNEA pueden entrar a participar fuertemente y ojalá que sea de manera rápida. Es necesario para el sector nuclear argentino a través de la nueva secretaría poder entrar con un norte claro y una línea de negocios clara para ofrecer, y siempre con un un interlocutor válido.
Minería y enriquecimiento de uranio
-¿Por qué es importante reactivar la minería de uranio?
FRN: No solo que repercutiría de forma excelente en las economías regionales, dinamizando tanto al sector de la minería específica como a todos los bienes y servicios conexos, sino que además Argentina tiene todo el conocimiento y las capacidades latentes para agregar valor a ese uranio. Entonces no estaríamos exportando solamente el mineral o el yellow cake.
Argentina además del dióxido de uranio tiene know how para hacer hexafluoruro. También CONUAR está en condiciones de fabricar elementos combustibles a partir de ese uranio. No es simplemente exportar una materia prima, sino que hay distintas instancias de agregación de valor muy importantes para la Argentina.
-¿Qué se puede esperar en materia de enriquecimiento de uranio?
MP: La CNEA está trabajando a través de lo que es Pilcaniyeu en algunos puntos críticos que pueden ser orientados a la centrífuga o al sistema de láser. Tenemos un prototipo de centrífuga. Todavía son etapas de desarrollo muy incipientes, en donde hay que poder sentarse a pensar en escalar un proyecto de esta envergadura.
El enriquecimiento no se plantea ni con una ni con dos ni con cinco centrífugas, ni probando a jugar que tenemos el láser o no. Para escalarlo y sentarse a hablar de algo industrializable, son muchos años y muchos miles de millones de dólares que, de vuelta, en en un esquema en donde la CNEA tiene que salir del atolladero que tiene que ver con lo estructural y con lo financiero, es algo que no es de primera urgencia.
El futuro del CAREM
Los trabajos en la obra civil del CAREM fueron suspendidos a finales de 2024.
-¿Cuál es el estatus del proyecto CAREM?
FRN: Hay distintas situaciones que analizar vinculadas al CAREM. La ingeniería del prototipo no está culminada y no hay certezas sobre su funcionamiento a pesar de que gestiones anteriores decidieron gastar cientos de millones de dólares en la construcción de un prototipo. El mundo dejó de construir prototipos de reactores hace por lo menos veinte años.
Existe una vía mucho más idónea, económica y simple de obtener certeza sobre el funcionamiento de un diseño que son las simulaciones computarizadas. En cambio, el proyecto de un CAREM versión comercial sigue en marcha. Pero el prototipo, sobre el cual no hay evidencias suficientes de su funcionamiento, sí está siendo reevaluado exhaustivamente.
MP: Además, ya tenemos varios trabajos realizados con los equipos de ingeniería del CAREM en algunas líneas accesorias relacionadas con la venta de servicios, que para nosotros tiene que ser parte importante y fundamental de esta nueva CNEA. Hay que salir a vender esos servicios de alto valor técnico pero con una cabeza completamente distinta, realmente pensado para negocios. Como algo positivo dentro del proyecto CAREM es el aprendizaje de todas esas capacidades nuevas para poder salir a comerciar, una palabra que es mal vista en la institución.
FRN: Por poner un ejemplo, el equipo de ingeniería diseñó el recipiente de presión de un SMR. No tenemos todas las herramientas para tomar la decisión de montarlo o no, de culminar el prototipo, pero sí están las capacidades acreditadas de que la Argentina puede proveer eso.
Entonces, un ecosistema con setenta y cinco años de inversión en desarrollo de materia gris y con una situación macroeconómica mucho más ordenada resulta atractiva, no solo para que proliferen algunos proyectos desde lo público, sino también para que haya inversiones privadas vinculadas a la tecnología nuclear.
La parte superior de la pileta del reactor RA-10 en Ezeiza.
La Comisión Nacional de Energía Atómica(CNEA) tiene programado avanzar en los próximos dos años en la culminación del reactor multipróposito RA-10 y del Centro Argentino de Protonterapia, además de profundizar en líneas de investigación aplicada como la producción de imanes, explicaron el presidente de la institución Martín Porro y el secretario de Asuntos Nucleares Federico Ramos Napoli en una entrevista conjunta con EconoJournal.
El reactor multipropósito RA-10 y el Centro Argentino de Protonterapia (CAdP) son dos grandes proyectos nucleares que sumarán nuevas capacidades industriales y medicinales al país. Sin embargo, Porro y Napoli advirtieron que estos proyectos hoy carecen de un modelo de generación de ingresos que permita solventar sus costos operativos, una situación que buscarán corregir en los próximos meses.
Las dificultades de la CNEA para generar modelos de negocio en torno a los proyectos nucleares que permitan generar ganancias o siquiera pagar sus costos operativos y de mantenimiento es una problemática que la Secretaria de Asuntos Nucleares quiere abordar de lleno.
«El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente. Ya sea por gobernanza interna de la Comisión, porque hay un esquema de incentivos rotos, o bien porque se deciden proyectos quizás con una escala que no es la correcta», evaluó Ramos Napoli.
RA-10: el proyecto nuclear más ambicioso de la CNEA
El reactor multipropósito RA-10 es el proyecto nuclear en términos de inversión y de frontera tecnológica más ambicioso en ejecución en el país. La CNEA dio esta semana otro paso clave hacia la culminación y activación del reactor en el Centro Atómico Ezeiza, esperado para finales de este año o principios de 2027.
La institución anunció este lunes que inició pruebas clave del sistema de refrigeración primario del reactor, como la puesta en funcionamiento de la primera bomba del circuito de refrigeración primario, procediendo al primero llenado del reactor con agua desmineralizada. Se trata de una de las tres bombas que integran este circuito de refrigeración primario.
La CNEA difundió tomas de la activación de la primera bomba en el RA-10.
De manera complementaria, se concretó otro avance clave con la configuración del núcleo del RA-10, conformado por elementos combustibles denominados dummies, es decir, sin carga de uraniopero con la geometría y disposición final del núcleo definitivo. Estos elementos fueron provistos por la Planta de Fabricación de Elementos Combustibles para Reactores de Investigación (ECRI), ubicada en el Centro Atómico Constituyentes.
El reactor RA-10 diseñado por INVAP permitirá a la Argentina incrementar la producción de radioisótopos médicos que ya se producen en otros reactores (como el molibdeno 99), otros nuevos (lutecio 177), realizar investigación con haces de neutrones, brindar servicios industriales (análisis de materiales) y realizar ensayos fundamentales para el diseño de nuevos combustibles nucleares para centrales de potencia. Otra funcionalidad que será novedosa para el país será el dopaje de silicio.
Sin embargo, el presidente de la CNEA afirmó que no hay un modelo de negocio establecido para todas esas capacidades. «No hubo un plan de negocios asociado a ese crecimiento, con lo cual hoy la CNEA tiene un reactor modelo a nivel internacional sin una escala comercial de todo lo que podría potencialmente salirse a vender», dijo Porro.
«Estamos trabajando en este momento para que no sea solamente un hito que corre la frontera tecnológica de los reactores de investigación, sino que también repercuta en ingresos por exportaciones de radioisótopos, de servicios o de silicio dopado», complementó el secretario de Asuntos Nucleares en la entrevista con este medio.
Los desafíos del Centro Argentino de Protonterapia
Interior de la cámara (izq.) y cámara abierta (der.) del equipo ciclotrón acelerador de protones del CeArP.
El otro proyecto cercano a su culminación es el Centro Argentino de Protonterapia (CeArP) frente al Instituto Roffo en la Ciudad de Buenos Aires. Será la primera instalación en Latinoamérica en poder realizar tratamientos con protonterapia, un tipo de radioterapia que utiliza protones para combatir tumores y que por su elevado nivel de precisión esta orientada especialmente al tratamiento de niños.
El secretario de Asuntos Nucleares dijo que estan trabajando en minimizar la estructura de costos del futuro centro para poder brindar los tratamientos de protonterapia.
«Hoy nos encontramos frente a una innovación que va a ser mucho bien, pero para la que, si se persigue su funcionamiento, la CNEAtendría que seguir hundiendo dinero en su costo operativo. Es desafiarse de forma tal de que podamos bajar el OPEX a la expresión más mínima pero razonable a la vez», explicó Ramos Napoli.
La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) otorgó el año pasado la licencia de Puesta en Marcha a la instalación Clase I del CeArP. La licencia abarca la puesta en marcha del ciclotrón, la línea de transporte del haz de protones y el laboratorio LAIDEP, que son los sectores del CeArP que integran la instalación clasificada por la ARN como “Clase I”, en función del riesgo radiológico asociado y su complejidad tecnológica, entre otros aspectos. El ciclotrón generará los protones para los tratamientos e investigación de materiales.
Las líneas de investigación aplicada de la CNEA
Federico Ramos Napoli y Martín Porro en entrevista con EconoJournal.
En paralelo a estos grandes proyectos, la CNEA avanza con otras líneas de investigación aplicada. Entre los objetivos figura continuar avanzando en materia de enriquecimiento de uranio. La CNEA realizó este años pruebas con un prototipo de centrífuga de uranio en el Complejo Pilcaniyeu en Río Negro.
El presidente de la CNEA destacó que trabajarán en el desarrollo de imanes. «Estamos trabajando en imanes de muy alta performance con tierras básicas, no tierras raras. Estamos saliendo a generar una especie de spin-off vinculado a esto», concluyó Porro.
TotalEnergies nombró a Luciano Rojas como su nuevo director Comercial en la Argentina.
La empresa Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, nombró a Luciano Rojas como su nuevo director Comercial en el país. Rojas regresa a la Argentina luego de desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en la casa matriz de la compañía en Francia, posición que asumió en septiembre de 2023. Reemplazará a Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la compañía en Francia.
Rojas tendrá el desafío de “impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible”, indicó la compañía en un comunicado.
En la Argentina, la compañía opera el 25% de la producción de gas con activos en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego, siendo así la primera operadora de producción privada del país. En el sector de energías renovables opera centrales eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.
TotalEnergies
Con más de 23 años en TotalEnergies, Rojas ocupó roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la gerencia Comercial y de la gerencia de Estrategia de Total Austral.
El nuevo director Comercial de Total Austral en la Argentina es licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y cuenta con un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA).
“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en la Argentina y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, remarcó Rojas.
Por su parte, Sergio Mengoni, director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, afirmó: “es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de la Argentina y cinco centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años”.
TotalEnergies es una compañía energética global e integrada con presencia en más de 120 países. “Cuenta con más de 100.000 colaboradores comprometidos en producir energía más confiable, accesible y sostenible para la mayor cantidad de personas posible”. En Argentina, a través de su filial Total Austral, desarrolla actividades de exploración y producción de gas y petróleo desde 1978 y cuenta con más de 1.100 colaboradores.
El próximo 12 de febrero en Madrid, se celebrará una nueva edición de FES Iberia – Renewables & Storage, el evento que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de Future Energy Summit (FES).
La cita reunirá a más de 30 referentes del sector público y privado para abordar los desafíos estratégicos de la transición energética, con un foco principal: el almacenamiento.
En un escenario donde se aceleran los marcos regulatorios y se abren nuevas oportunidades de negocio, FES Iberia propondrá un debate técnico de alto nivel y espacios de networking donde cientos de representantes del sector avanzarán en nuevas alianzas para proyectos renovables en la región.
Uno de los ejes centrales será el análisis del almacenamiento desde múltiples perspectivas: regulación, innovación tecnológica, modelos de negocio y financiamiento. En ese marco, los speakers confirmados provienen de compañías energéticas, tecnológicas, instituciones públicas y fondos de inversión con fuerte presencia en Europa y América Latina.
Entre los principales disertantes del sector público se destacan
Carmen López Ocón – Directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico – IDAE
Fátima García Señán – Deputy Director General of Storage and Flexibility – MITECO
Manuel Larrasa Rodríguez – Secretario General de Energía y Minas – Junta de Andalucía
Pablo Fernández Vila – Director General de Planificación Energética y Minas – Xunta de Galicia
Alfonso Arroyo González – Director General de Energía y Minas – Castilla y León
Alberto Hernández Suárez – Director General de Energía – Gobierno de Canarias
Por el lado del sector privado, Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables en España, y Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, que aportarán la visión de algunas de las grandes generadoras del sector.
A ellos se les agrega la mirada de ejecutivos con alcance internacional como Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, Fernando Cremades, Global Head of Growth de Galp; Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; y Arancha García, Chief Integration & Transformation Officer de Templus, quienes compartirán estrategias para escalar proyectos y estructuras financieras en contextos regulatoriamente diversos.
Asimismo La edición 2026 de FES Iberia contará con una selección de líderes especializados en soluciones tecnológicas para sistemas BESS, integración de renovables y digitalización de activos energéticos:
Jesús Heras – Technical Director SouthWest Europe – Wattkraft
Andrés Hernando – CTO – Huawei
Héctor Erdociain – CSO & CTO – Chemik Group
Oscar Aira – Managing Director Europe & Latin America – GameChange
Domingo Jesús López Álvarez – Director General – Tera Batteries
Borja Dalmau – Director de Almacenamiento – UNEF
Raúl García Posada – Director – ASEALEN
Mientras que el análisis periodístico correrá por cuenta de Gastón Fenés y Emilia Lardizábal de Energía Estratégica, medio que realizará la cobertura al detalle del encuentro.
La edición 2026 cuenta con el respaldo de empresas tecnológicas y fabricantes de soluciones de almacenamiento que actuarán como partners del evento: Wattkraft/Huawei, GameChange, Tera Batteries, Schletter, Chemik, Asturmadi Reenergy y BLC Power Generation.
Con estos actores y un enfoque centrado en las soluciones para el almacenamiento energético, FES Iberia 2026 se consolida como el evento más importante de Hispanoamérica en su categoría, generando un entorno de debate estratégico y networking profesional de alto valor, clave para impulsar la transición energética en Europa y América Latina.
La arquitectura de Vaca Muerta sigue sumando piezas fundamentales. Esta semana, Pampa Energía formalizó el siguiente paso en su hoja de ruta estratégica: la aplicación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para la construcción de su Planta Central de Tratamiento (CPF) en el bloque Rincón de Aranda.
Este movimiento no es solo un trámite administrativo; es la piedra basal de una inversión de USD 426 millones destinada a transformar un yacimiento promisorio en un polo exportador de crudo de alta eficiencia.
Infraestructura de vanguardia para el Shale Oil
El proyecto presentado bajo el RIGI contempla una solución integral de procesamiento y evacuación. La nueva CPF permitirá a la compañía liderada por Marcelo Mindlin no solo procesar petróleo y gas en boca de pozo, sino también conectar el yacimiento de 240 km² con las arterias troncales del país:
Vinculación estratégica: El plan incluye ductos que conectarán directamente con el Gasoducto Perito Moreno y el ambicioso Oleoducto Vaca Muerta Sur.
Capacidad instalada: La meta es alcanzar una capacidad de procesamiento de 45.000 barriles diarios para 2026, quintuplicando la capacidad de las plantas de producción temprana actuales.
El petróleo como eje del CAPEX
Para los analistas de Runrún, el dato “letal” es la reconfiguración del portafolio de Pampa. Rincón de Aranda se ha convertido en el destino del 80% del presupuesto de inversión de la operadora para este ciclo. Con 35 pozos en distintas fases y una productividad que ya superó las expectativas iniciales (alcanzando los 7.200 barriles diarios en sus primeros ensayos), la compañía busca consolidarse como un jugador de peso en la ventana del petróleo, complementando su histórica dominancia en el segmento del gas.
El blindaje del RIGI
La decisión de adherir a este régimen responde a la necesidad de previsibilidad para un plan de inversión total que asciende a los USD 1.500 millones. Al utilizar los beneficios del RIGI, Pampa asegura la estabilidad fiscal y cambiaria necesaria para importar tecnología de bombeo y almacenamiento de última generación, acelerando los plazos de puesta en marcha de la planta definitiva.
Durante décadas, la minería argentina fue descrita como un “gigante dormido” o un “potencial infinito”.
Sin embargo, el inicio de 2026 marca un punto de quiebre definitivo: el sector ha pasado de los anuncios abstractos a la ejecución real en territorio. Con inversiones que ya alcanzan los USD 7.510 millones, la cordillera hoy no muestra maquetas, sino plantas en montaje, equipos autónomos y una actividad febril que está redibujando el mapa económico del país.
1. El RIGI: El motor que destrabó el capital en la minería
La diferencia entre 2026 y los años anteriores no es la geología, que siempre estuvo allí, sino la resolución del costo del capital. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ha sido la herramienta que permitió a proyectos empantanados por años mover finalmente suelos. Al brindar blindaje jurídico y estabilidad, Argentina logró captar la confianza necesaria para que los miles de millones de dólares necesarios para un proyecto minero comiencen a “enterrarse” en la montaña.
2. El Cobre y el Litio: Los dos tiempos de la matriz
El sector se mueve hoy en dos velocidades complementarias:
El Litio es la urgencia: Con una producción estimada de 260.000 toneladas de Carbonato de Litio, Argentina ya es el tercer productor mundial, traccionando divisas de manera inmediata.
El Cobre es el horizonte: Proyectos como Josemaría y Filo del Sol en San Juan, junto a la reactivación de Bajo de la Alumbrera, definen la matriz exportadora de las próximas cinco décadas. No solo es minería; es la construcción de las mayores obras de infraestructura privada de la historia argentina.
3. Innovación Tecnológica: Minería 4.0 bajo tierra
Un hito que destaca este 2026 es el proyecto de Carbonatos Profundos en Gualcamayo (San Juan). Con una inversión de USD 660 millones, se está implementando tecnología inédita en Sudamérica:
Tecnología POX: Una planta de oxidación a presión que permite liberar oro de rocas refractarias.
Autonomía: El uso de equipos operados de forma remota, garantizando máxima seguridad y eficiencia operativa. Esto marca el estándar de lo que las operadoras demandarán a sus proveedores tecnológicos de ahora en adelante.
4. El “Cuello de Botella”: El Talento Humano
Con más de 115.000 empleos directos e indirectos, el desafío ya no es el financiamiento ni la burocracia, sino las personas. La demanda de técnicos, mecánicos, químicos e ingenieros crece a un ritmo que el sistema educativo aún no logra acompañar. Para las empresas del sector, la retención de talento y la capacitación continua se han vuelto la prioridad número uno de la agenda corporativa.
5. La deuda pendiente: Minerales de construcción
A pesar del boom metalífero, la minería de “segunda y tercera categoría” (cal, arena y piedra) enfrenta una realidad dispar. Mientras que las arenas silíceas y la cal encuentran refugio en la demanda de Vaca Muerta y el litio, el grueso del sector aún siente el impacto de la parálisis en la obra pública civil. La expectativa está puesta en que los megaproyectos de cobre se conviertan en el gran cliente que traccione a este sector hacia la recuperación.
Conclusión para el suscriptor:
El 2026 es el año en que Argentina dejó de hablar de lo que “podría ser” para gestionar lo que “ya es”. La ejecución real en la cordillera es una noticia inmejorable para la cadena de valor energética, pero nos impone un desafío: sostener las reglas de juego y formar al talento necesario para que esta riqueza se traduzca en desarrollo permanente.
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó oficialmente el Proyecto de Resolución que convoca y define el primer mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica del año. El documento ya se encuentra en consulta pública conforme al artículo 8 de la Ley 1437 de 2011 y marca un paso clave en la planificación renovable de largo plazo del país.
La subasta será ejecutada por un operador especializado, con fecha límite de adjudicación antes del 30 de junio de 2026. Se contempla una contratación bajo el esquema “pague lo contratado”, con una duración de 15 años, a partir del 1 de enero de 2030, o 1 de enero de 2035 para uno de los productos.
El mecanismo busca facilitar la incorporación de proyectos a partir de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) y contribuir al cumplimiento del artículo 296 de la Ley 1955 de 2019, que obliga a los comercializadores a destinar entre el 8% y el 10% de sus compras de energía a través de contratos con FNCER.
Se definen cuatro productos contractuales:
Cobertura de 24 horas
Energía solar entre las 06:00 y las 18:00
Dos bloques: 08:00–17:00 y 17:00–21:00
Energía entre las 18:00 y 22:00
Los proyectos habilitados para participar deberán ser nuevos, con capacidad efectiva neta mayor o igual a 5 MW, y estar inscritos en el Registro de Proyectos de Generación de la UPME. También se permitirá la participación de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB), tanto en proyectos nuevos como existentes, con condiciones técnicas específicas según el producto al que apliquen.
El documento indica que la cantidad de energía contratada por los comercializadores mediante este mecanismo será tenida en cuenta para cumplir con el porcentaje obligatorio de compras renovables. Además, alerta que, con corte a noviembre de 2025, “la mayoría de los comercializadores del Mercado de Energía Mayorista no han logrado alcanzar el umbral del diez por ciento (10%) de fuentes renovables en su canasta”.
Sobre las experiencias previas, el proyecto de resolución recuerda que las subastas de 2019 y 2021 adjudicaron 19 proyectos con una capacidad total de 2.086,2 MW, de los cuales apenas el 17% ha entrado en operación. Con base en cifras de XM, se informa que se han incorporado 1595 MW de capacidad solar fotovoltaica, de los cuales solo 348 MW corresponden a proyectos adjudicados con compromisos contractuales.
Aunque se trata de una convocatoria anticipada desde octubre del año pasado, el proceso comienza a tomar forma concreta ahora y presenta una particularidad: se realizaría de manera simultánea con la subasta de cargo por confiabilidad. La CREG ya definió la convocatoria correspondiente al periodo 2029‑2030, cuya ejecución está programada para marzo de 2026, de acuerdo con el cronograma publicado por el administrador del sistema. Esa agenda contempla etapas de presentación de garantías, ejecución de ofertas y publicación de resultados.
Esta coincidencia genera inquietudes entre actores del mercado energético, debido a la ausencia de lineamientos técnicos sobre cómo se articularán ambos mecanismos, algo sin precedentes en el esquema regulatorio colombiano.
Tampoco se ha definido aún cuánta capacidad se licitará ni bajo qué condiciones, lo que limita la capacidad de planificación de los desarrolladores. Aunque se mantiene en fase de borrador, desde el sector advierten que la articulación será clave para garantizar certidumbre y evitar superposiciones normativas, especialmente en un momento en el que se requiere que nuevos proyectos ingresen con urgencia al sistema.
El documento también contempla reglas sobre cesión de contratos, causales de rechazo, mecanismos de garantías, criterios de desempate y una fórmula de actualización de precios basada en el PPI de EE.UU. y el IPP de Colombia, más el componente CERE según la regulación vigente.
Finalmente, se señala que será tarea de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecer las reglas complementarias necesarias para implementar este esquema, incluyendo disposiciones técnicas sobre despacho, liquidación de desviaciones y participación de activos con almacenamiento.
Por el momento, el Proyecto de Resolución no ha sido publicado de manera oficial ni ha iniciado el proceso de consulta pública. Su contenido está sujeto a modificaciones, pero representa un paso clave hacia la consolidación de un marco regulatorio que permita planificar el crecimiento renovable con contratos a largo plazo.
El inicio de 2026 confirma una tendencia que desde este portal venimos anticipando: la balanza comercial energética ya no es solo un ítem en el presupuesto, sino el principal garante de la estabilidad cambiaria de la Argentina.
Mientras que las proyecciones iniciales del mercado situaban al dólar oficial en niveles mucho más altos para estas fechas, la divisa se mantiene en la zona de los $1.490, sostenida por un flujo de divisas genuinas provenientes de los sectores extractivos.
1. Vaca Muerta: El nuevo motor de reservas
A diferencia de ciclos económicos anteriores dependientes exclusivamente del agro, la estabilidad actual se apoya en una matriz industrial de base energética. El ingreso de divisas por exportaciones de gas y petróleo ha alcanzado niveles récord, permitiendo al Banco Central una acumulación constante de reservas.
La finalización de las obras de infraestructura clave (oleoductos y plantas de compresión) ha permitido que el flujo de dólares sea previsible, eliminando la estacionalidad que antes sufría la economía argentina.
2. La Minería y el RIGI como catalizadores de la estabilidad cambiaria
No es solo el shale. Los sectores de oro, plata y el consolidado litio en el NOA están aportando una oferta de dólares que compensa las tensiones de la macroeconomía. En este punto, el impacto del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) resulta fundamental.
Al ofrecer previsibilidad cambiaria y fiscal por 30 años, el régimen no solo atrae capitales para infraestructura, sino que actúa como un “ancla” de confianza. Las garantías de libre disponibilidad de divisas que ofrece el RIGI incentivan a las compañías a seguir liquidando exportaciones y financiando proyectos de largo aliento, blindando las reservas líquidas frente a la volatilidad del mercado.
3. El desafío de la competitividad operativa y su injerencia en la estabilidad cambiaria
Desde la perspectiva de los negocios, la estabilidad cambiaria plantea un reto: el atraso cambiario relativo. Con un tipo de cambio que corre por debajo de la inflación interna, los costos operativos en pesos de las empresas de servicios petroleros y mineros aumentan en términos de dólares.
Para el sector, este escenario exige una mayor eficiencia en la cadena de suministros y una gestión inteligente de los costos fijos. No obstante, la actual disponibilidad de divisas facilita el acceso al mercado de cambios para la importación de insumos críticos y maquinaria especializada, necesaria para mantener el ritmo de perforación y extracción.
Conclusión para el sector
El actual escenario de dólar estable no es un fenómeno aislado, sino el resultado de una balanza energética que finalmente ha pasado a terreno positivo. Para el operador de Vaca Muerta o el proveedor minero, el desafío de 2026 será gestionar la eficiencia de costos en un contexto de moneda fuerte, aprovechando la ventana de estabilidad para realizar inversiones de capital (CAPEX) y modernización tecnológica bajo el amparo de los beneficios fiscales vigentes.
En un solo mes, España avanzó con 485,9 MW de almacenamiento energético en distintas fases de tramitación administrativa, principalmente ambiental, según datos recopilados por EnergíaEstratégica.
La cifra corresponde a 12 proyectos distribuidos en siete Comunidades Autónomas, en su mayoría asociados a instalaciones solares fotovoltaicas existentes o planificadas.
Extremadura lidera con más de 190 MW de potencia en tramitación, seguida por Castilla y León, con cerca de 77 MW, y Andalucía, con otros 77,6 MW. Estas regiones concentran el grueso del impulso, en línea con su estrategia de consolidarse como polos clave en generación renovable y almacenamiento.
Entre los proyectos destacados se encuentra el sistema de 95 MW de la empresa Parque Solar Cáceres S.L., que se tramita para hibridar con la planta fotovoltaica FV Arenales. Le sigue el sistema de 77,6 MW de Rolwind Renovables, en Málaga, también en fase de autorización ambiental.
La totalidad de los proyectos está siendo evaluada en distintas instancias administrativas: desde la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) hasta la Autorización Administrativa Previa (AAP). En algunos casos, ambos procesos se desarrollan en paralelo, especialmente cuando se trata de hibridaciones con plantas existentes.
Por ejemplo, Enel Green Power impulsa cuatro sistemas en Extremadura que totalizan 133,4 MW y que buscan complementarse con módulos solares ya operativos como FV Hernán Cortés y FV Apicio. En tanto, Solaria tramita en Burgos un sistema de 45,5 MW para hibridar con su parque de 140,127 MW denominado Agrupación Maira Gamma.
La tendencia a la hibridación con fotovoltaica se mantiene como una constante. Todos los proyectos informados, salvo casos puntuales— están vinculados a plantas solares, ya sea para ampliar su capacidad operativa o para mejorar su estabilidad y eficiencia mediante almacenamiento.
El caso de OPD Energy es otro ejemplo de esa dinámica, con sistemas en trámite en Barcelona y Zaragoza por un total de 57,7 MW, ambos integrados a proyectos fotovoltaicos. Lo mismo ocurre con la iniciativa de X-ELIO Energy en Valencia (63 MW) y la de Planta FV 112 SL en Valladolid (31 MW), que refuerzan el mapa de proyectos híbridos en desarrollo.
Cabe recordar que durante noviembre y diciembre España había tramitado más de 2.000 MW de renovables —principalmente eólicos y fotovoltaicos— según el análisis previo de Energía Estratégica. El avance en almacenamiento representa, por tanto, una profundización de la diversificación tecnológica en el marco de la transición energética.
Las tramitaciones en curso también reflejan el esfuerzo institucional de ciertas Comunidades Autónomas por acelerar el despliegue del almacenamiento. En particular, Galicia, Andalucía y la Comunidad Valenciana han puesto en marcha mecanismos para agilizar evaluaciones ambientales y autorizaciones administrativas, con el objetivo de facilitar la conexión de estas infraestructuras clave para la flexibilidad del sistema eléctrico.
Este movimiento creciente en torno al almacenamiento responde a las metas del PNIEC revisado, que establece un objetivo de 22 GW de almacenamiento operativo para 2030, combinando baterías, bombeo hidráulico y otras tecnologías. Los proyectos en tramitación representan un paso concreto hacia ese horizonte, aportando no solo capacidad instalada sino también resiliencia y equilibrio a la red eléctrica.
Con la creciente electrificación del consumo y la variabilidad de la generación renovable, el almacenamiento se posiciona como un componente esencial del sistema energético del futuro. Las cifras del último mes dan señales claras de que la industria comienza a responder con velocidad a las oportunidades que abre la regulación.
En este contexto de crecimiento sostenido, el sector se prepara para un evento clave: el próximo12 de febrero, Madrid acogerá el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, donde se debatirá el futuro del almacenamiento, la integración renovable y el despliegue de infraestructura crítica. Participarán referentes del IDAE, del MITECO, autoridades de comunidades autónomas y CEOs de empresas como Saeta Yield, Iberdrola, EDP Renovables y otros actores estratégicos del ecosistema energético.
A mediados de noviembre de 2025, Nextracker anunció su rebranding corporativo a Nextpower™, marcando un giro estratégico que transforma a la compañía en un proveedor global de soluciones tecnológicas energéticas totalmente integradas.
“Ya no somos una compañía que solo va a vender trackers, sino que vamos a tener soluciones especiales para proyectos solares”, resaltó Gonzalo Gallardo, sales manager LATAM de Nextpower, al ser consultado sobre el tema durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Chile.
Este cambio de nombre representa la evolución de la firma, que pasa de especializarse en sistemas de seguimiento solar a ofrecer un portafolio completo que abarca tecnologías estructurales, eléctricas y digitales para plantas de energía solar a gran escala.
Entre las nuevas líneas de negocio se incluyen combiner box, soluciones para mejorar el cableado y robótica de inspección para operación y mantenimiento, diseñadas para cubrir todo el ciclo de vida de los proyectos.
Con más de 150 GW despachados a nivel global y una posición líder durante diez años consecutivos en el mercado de seguidores solares, Nextpower ha mantenido una demanda sostenida que se refleja en sus ingresos: de 1900 millones de dólares en el año fiscal 2023 a 3400 millones en los últimos doce meses hasta septiembre de 2025.
El nuevo enfoque de la empresa no solo apunta a diversificar su catálogo, sino también a profundizar en la eficiencia constructiva como factor clave de competitividad.
“Buscamos hacerlo cada mes más eficiente, más fácil de construir, porque entendemos que cuando se logra obtener el precio idóneo para el producto, lo que aporta es terminar el proyecto lo antes posible», manifestó Gallardo.
“Para la constructora eso significa ahorros en términos de costos indirectos, por lo tanto, mejor retorno de inversión, y para el propietario final significa conectar el proyecto antes y mayores ingresos. Por ende, todas las mejoras que hemos implementado y que estamos mirando hacia el futuro apuntan a facilitar la construcción y hacer más eficiente los proyectos sin perder confiabilidad”, agregó.
Tecnologías adaptativas: el caso regional
Una de las principales innovaciones regionales es el NX Horizon-XTR, un tracker flexible desarrollado para adaptarse a la topografía del terreno y así evitar el grading, de modo que esta solución ya se ha posicionado como protagonista en Chile.
“Presentamos un tracker que sigue las pendientes naturales del sitio, lo que disminuye el riesgo constructivo y evita los cortes y rellenos en suelos complejos, así como los riesgos arqueológicos,” precisó el especialista Gallardo.
A esto se suma que las modificaciones estructurales son mínimas, lo que permite mantener las mismas características del producto original y la aceptación ha sido inmediata, a tal punto que todos los contratos de proyectos firmados por la compañía en 2025 en Chile fueron con ese producto, según confirmó el entrevistado.
Aunque Gallardo aclara que la expansión del nuevo portafolio hacia Sudamérica será anunciada oportunamente, ya hay avances concretos, a través de su fábrica de Brasil, donde trabajan para encontrar algunas soluciones más aterrizadas a LATAM.
“Uno de estos desarrollos es NX Anchor, una solución para suelos intermedios débiles, y que nos posicionará con un nivel de competitividad bastante alto en términos de CAPEX, porque se van a requerir fundaciones que no van a necesitar estar posicionadas a tanta profundidad”, indicó el sales manager LATAM.
“Además, estamos incorporando algunos productos para proyectos que requieren llegar a un target específico de potencia instalada por metro cuadrado, que es donde estamos introduciendo una nueva solución que se llama High Efficiency Drive, pudiendo instalar mayor capacidad en el mismo
círculo. El producto ya lo estamos cotizando actualmente con delivery en 2026”, concluyó.
FMO participa con USD 50 millones en una operación de USD 300 millones junto a la Corporación Financiera Internacional (IFC) y un grupo de bancos comerciales para Central Puerto, en una señal clara de que el capital internacional sigue apostando por el sector energético argentino incluso en condiciones complejas: se trata de una línea de crédito corporativa sénior, sin garantía.
La operación refuerza el posicionamiento de Central Puerto como uno de los actores clave en la generación eléctrica del país, con una cartera diversificada de 6,9 GW, que equivale al 15% de la capacidad instalada privada de Argentina.
Este respaldo financiero internacional no solo fortalece a la empresa, sino que representa una señal de confianza en el proceso de transición energética que atraviesa el país. Y desde FMO —el banco de desarrollo de los Países Bajos— destacan que su participación como prestamista B ratifica su compromiso con soluciones sostenibles y basadas en el mercado.
El financiamiento se destinará a dos grandes líneas de acción: por un lado, permitirá apoyar la renovación de la concesión de la Central Hidroeléctrica Piedra del Águila, de 1.440 MW, una planta que ha operado por más de tres décadas y que es fundamental para la estabilidad de la red argentina. En diciembre de 2025, Central Puerto se adjudicó oficialmente la licitación para continuar gestionando esta central, lo que marca un paso estratégico en su plan de largo plazo.
Por otro lado, la operación apalanca la instalación del Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías Nuevo Puerto, de 150 MW, que se convertirá en el mayor proyecto de almacenamiento energético a escala de servicios públicos en Argentina. Esta tecnología es clave para mejorar la flexibilidad operativa del sistema eléctrico nacional y permitir una mayor participación de fuentes renovables intermitentes, consolidando una red más moderna y resiliente.
El préstamo cobra especial relevancia en un contexto donde el financiamiento internacional para infraestructura energética no siempre es fácil de conseguir. Sin embargo, el hecho de que la operación se haya estructurado como un crédito sin garantía, en condiciones de mercado y con participación activa de bancos comerciales, muestra un creciente interés por parte de actores globales en proyectos bien estructurados del país.
«Este tipo de operaciones envían una señal de confianza y estabilidad al mercado, lo cual es esencial para atraer nuevas inversiones”, subrayan desde el equipo que estructuró el financiamiento.
En materia de sostenibilidad, FMO ha clasificado esta operación como B+, alineándose con la tipología B de la IFC. Para el sistema BESS se aplican las Normas de Desempeño 1, 2, 3 y 4, mientras que para la central hidroeléctrica se suman también las Normas 5 y 6, vinculadas a gestión ambiental y biodiversidad. Como parte del proceso de debida diligencia, se identificaron algunas deficiencias limitadas en relación con las exigencias de IFC, por lo que se acordó un Plan de Acción Ambiental y Social (PAAS) con siete acciones correctivas para mitigar cualquier impacto.
Central Puerto avanza así con una cartera que combina generación térmica, hidráulica y renovable: 4,9 GW térmicos, 1,4 GW hidroeléctricos y una plataforma renovable que alcanzará los 575 MW hacia fines de 2025.
Tras una extensa evaluación de las oportunidades y conveniencias, la Dirección de Hidrocarburos ha decidido prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas.
Se trata de las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
“Esta decisión la tomamos en pleno uso de las facultades que nos otorgan los decretos 1908/2025 y 2241/2025 como autoridad, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia”, destacó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Debido a la complejidad del procedimiento licitatorio, producto de su convocatoria nacional, provincial e internacional, así como de los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos prorrogar las fechas para darles tiempo a las empresas para que puedan presentar oficialmente el interés que nos vienen manifestando por estas 17 áreas”, agregó Erio.
Áreas de explotación de Hidrocarburos
Cabe destacar que dos de las áreas incluidas ya recibieron manifestaciones concretas de interés. Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de USD 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de USD 2,98 millones.
“Quienes impulsaron esas iniciativas pueden realizar la inversión inicial sobre la cual los demás oferentes podrán igualar o mejorar, manteniendo además el derecho a mejorar la oferta. Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, concluyó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Nuevos plazos del proceso licitatorio
El proceso licitatorio se desarrolla bajo el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, lo que permite mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para captar capital. Tras la decisión de la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma de fechas queda dispuesto de la siguiente manera:
Compra de pliego: en Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 hs.
Áreas en licitación
Para este llamado, el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos individualiza las áreas libres y de interés exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes técnicos con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.
Las áreas de exploración que conforman el llamado a licitación son:
Atuel Exploración Norte
Atuel Exploración Sur
Boleadero
Calmuco
Chachahuen Norte
CN III Norte
Los Parlamentos
Puesto Pozo Cercado Occidental
Ranquil Norte
Río Atuel
Sierra Azul Sur
Zampal
Por su parte, las áreas de explotación son:
Atamisqui
El Manzano
Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana
Puesto Molina Norte
Puntilla del Huincán.
Información disponible
Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales:
Con estas acciones, Mendoza continúa consolidando una política energética competitiva que trabaja con el sector privado orientada a generar empleo, diversificar la matriz productiva y fortalecer la presencia de la provincia en el escenario energético nacional e internacional.
En el cuarto trimestre de 2025, el Grupo Nordex obtuvo 3.552 MW de pedidos en el segmento de Proyectos (excluyendo el negocio de servicios), creciendo alrededor del 9,2 por ciento en comparación con la cifra del año anterior (4T/2024: 3.253 MW).
Para todo el año 2025, esto totaliza 10.214 MW, aumentando un 22,5 por ciento en comparación con los 8.336 MW del año anterior. El precio promedio de venta en euros por megavatio de capacidad (ASP) se mantuvo generalmente estable en el 4T/2025 en 0,89 millones de EUR/MW (año fiscal 2025: 0,91 millones de EUR/MW) en comparación con los 0,89 millones de EUR/MW en el mismo período del año anterior (año fiscal 2024: 0,90 millones de EUR/MW).
El ligero aumento en el ASP anual se debe principalmente al alcance del proyecto y los efectos de la combinación regional.
Entre octubre y diciembre de 2025, los clientes pidieron un total de 577 turbinas eólicas para proyectos en 12 países, la mayoría de los cuales procedían de Alemania, Canadá y Francia.
«Tras un año de gran volumen de pedidos en 2024, mantuvimos este sólido impulso en 2025, lo que subraya la solidez de nuestra cartera de productos y nuestras relaciones con los clientes. La mayoría de nuestros pedidos provinieron de nuestros principales mercados europeos y de Canadá, donde Nordex mantiene una sólida posición. Este éxito se ha traducido en una sólida cartera de pedidos al cierre del año, lo que sienta las bases para el futuro», afirmó José LuisBlanco, CEO del Grupo Nordex.
Acerca del Grupo Nordex
El Grupo ha instalado alrededor de 57 GW de capacidad eólica en más de 40 mercados a lo largo de su historia corporativa y generó unas ventas consolidadas de aproximadamente 7.300 millones de euros en 2024.
Actualmente, la empresa cuenta con más de 10.400 empleados y una red de producción que incluye fábricas en Alemania, España, Brasil, India y Estados Unidos. Su cartera de productos se centra en turbinas terrestres de entre 4 y 7 MW+, diseñadas para satisfacer las necesidades del mercado en países con espacio disponible limitado y regiones con capacidad de red limitada.
En el marco del Congreso Anual de APPA Renovables, los directivos de Acciona Energía, ENGIE, Saeta Yield y FE Energy coincidieron en dos prioridades claras para el 2026: acelerar el crecimiento de la demanda eléctrica y avanzar hacia un marco regulatorio más definido para el almacenamiento. Advirtieron que, si bien España cuenta con recurso, tecnología e inversión, es clave que esa capacidad se traduzca en consumo efectivo y estructural..
Según Red Eléctrica Española (REE), la demanda de energía eléctrica en España aumentó un 2,7 % durante 2025, alcanzando 255.759 GWh. Solo en diciembre, el consumo fue de 22.582 GWh, un 2,6 % más que el mismo mes del año anterior —un 4,2 % más si se excluyen los efectos de temperatura y calendario laboral—.
Además, REE estima un impacto del autoconsumo cercano al 3 % en el total mensual. El sector ve en esta tendencia una señal alentadora, aunque aún incipiente, que debe consolidarse con políticas que impulsen una electrificación más profunda y estable.
“Necesitamos demanda en vena. La generación renovable está, pero falta acompañarla con consumo sostenido y estructural”, expresó Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, al remarcar que el sistema está bien posicionado desde el punto de vista técnico, pero requiere una base de demanda sólida que garantice su sostenibilidad económica. Subrayó además que el almacenamiento será clave para acompañar ese proceso.
En la misma línea, Arantza Ezpeleta, CEO de Acciona Energía, planteó que la electrificación debe ser el corazón de la estrategia energética: “Contamos con recurso y con la tecnología. El reto es lograr que la energía renovable no sólo se produzca, sino que se consuma dentro del sistema productivo”, afirmó.
Desde ENGIE España, su responsable de Regulación y Estrategia, Daniel Fernández Alonso, propuso revisar ciertas señales del mercado que, sin necesidad de reformas estructurales, podrían incentivar un mayor uso de electricidad en sectores industriales. “España ha avanzado en la consolidación del sistema renovable, y ahora debe acompañarlo con incentivos al consumo eléctrico eficiente y competitivo”, señaló.
Los ponentes coincidieron también en que el almacenamiento energético será esencial para la flexibilidad del sistema, en un contexto donde la generación solar y eólica continúa creciendo. Con más de 40 GW de proyectos de almacenamiento presentados, frente a los 13 GW previstos en el PNIEC, el sector espera definiciones concretas sobre planificación, acceso a red y esquemas de retribución que permitan movilizar esa capacidad.
Por su parte, Alberto García Feijóo, CEO de FE Energy, destacó la necesidad de asegurar que la expansión renovable vaya de la mano con una demanda sólida, contratos estables y visibilidad a largo plazo. “La capacidad instalada crece, y eso es positivo. Pero también necesitamos garantizar que haya consumo que lo respalde”, enfatizó.
Los líderes del sector coincidieron en que España está en el camino correcto, pero que los próximos dos años serán clave para consolidar un modelo energético equilibrado. Aumentar la electrificación, mejorar la regulación del almacenamiento y asegurar condiciones económicas para atraer inversión serán puntos centrales para cumplir los objetivos al 2030.
Álvaro Pérez de Lema, junto a otros CEOs y ejecutivos del sector como Rocío Sicre, Country Manager de España, ya están confirmados como ponente en la próxima edición de FES Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero, donde se continuará el debate sobre el futuro energético del país.
El último informe de la Secretaría de Minería de la Nación confirma que el sector no solo es un motor de divisas, sino el pilar del empleo privado formal en las provincias cordilleranas. Con un crecimiento sostenido en la cantidad de puestos de trabajo, la minería argentina alcanzó en el inicio de 2026 niveles históricos de empleabilidad, destacándose por ofrecer salarios que duplican la media nacional.
1. Los números del impacto laboral
La minería ya supera los 40.000 puestos de trabajo directos, pero el dato verdaderamente relevante para el ecosistema de negocios es el efecto multiplicador: se estima que por cada empleo directo se generan entre 3 y 5 empleos indirectos en la cadena de proveedores.
Salarios: Los salarios del sector minero se mantienen en el podio de los mejores pagos de la economía argentina, compitiendo cabeza a cabeza con el sector de Oil & Gas en Vaca Muerta.
Federalismo real: Santa Cruz, San Juan, Salta, Jujuy y Catamarca concentran el 80% del empleo minero, logrando revertir la migración interna hacia los grandes centros urbanos.
2. El desafío del talento calificado
Para los suscriptores de Runrún, el crecimiento del empleo trae aparejado un desafío logístico: la escasez de mano de obra calificada. La demanda de ingenieros de minas, geólogos, técnicos químicos y especialistas en mantenimiento de maquinaria pesada supera la oferta académica actual. Esto ha forzado a las operadoras a:
Invertir en capacitación propia: Programas de formación acelerada para comunidades locales.
Tecnificación: El uso de tecnología remota y automatización está creando nuevos perfiles de “mineros digitales” que operan desde centros de control en las ciudades.
3. El RIGI como garante de nuevos puestos
Como venimos analizando, el marco del RIGI es el gran acelerador. Los megaproyectos de cobre en San Juan (como Josemaría o El Pachón) y las nuevas plantas de litio que entran en fase de producción este año, requieren picos de hasta 5.000 trabajadores por proyecto solo en la etapa de construcción. La estabilidad que ofrece este régimen permite que las empresas planifiquen contrataciones de largo plazo (20 a 30 años), transformando empleos temporales de obra en carreras profesionales estables.
4. Inclusión y Proveedores Locales
Un dato que no pasa inadvertido es el crecimiento de la participación femenina en la minería, que ya ronda el 16% en puestos operativos y de toma de decisiones. Asimismo, el impulso a la Ley de Compre Local en provincias como San Juan y Catamarca garantiza que las pymes locales —muchas de las cuales forman parte de nuestro ecosistema— sean las principales empleadoras en sus regiones.
Análisis para el suscriptor:
Para el proveedor de servicios energéticos, este escenario es una oportunidad dorada. La necesidad de las mineras de retener talento implica que los contratistas de servicios (comedor, transporte, mantenimiento, EPP) deben elevar sus propios estándares de calidad y seguridad para estar a la altura de la demanda de las operadoras internacionales.
La expansión de la producción hidrocarburífera en Vaca Muerta comenzó a reflejarse con fuerza en la actividad portuaria de la provincia de Buenos Aires. El transporte de crudo, combustibles y cargas asociadas al sector energético explicó gran parte del aumento en toneladas, buques y movimiento logístico.
El crecimiento sostenido de Vaca Muerta ya no se limita al interior del país y empieza a redefinir el mapa logístico nacional. Entre enero y septiembre de 2025, los puertos públicos de la provincia de Buenos Aires movilizaron 41,9 millones de toneladas, lo que representó un incremento interanual del 10,1%, impulsado principalmente por el avance del sector energético.
Según datos oficiales del Monitor Portuario bonaerense, el transporte y la exportación de petróleo crudo, combustibles líquidos y gases provenientes de la cuenca neuquina fueron determinantes en el salto registrado por el sistema portuario provincial. La logística marítima se consolidó así como un eslabón clave para acompañar el aumento de la producción hidrocarburífera y la salida al mercado externo.
El informe, elaborado por la Subsecretaría de Asuntos Portuarios, remarcó que casi la mitad de la carga movilizada durante el período estuvo vinculada directamente al complejo energético. En particular, el petróleo crudo y los combustibles explicaron el 48% del total de toneladas operadas, muy por encima de otros rubros tradicionales.
Coronel Rosales, epicentro del corredor energético
Dentro del esquema portuario bonaerense, el puerto de Coronel Rosales emergió como uno de los grandes protagonistas del año. Las inversiones realizadas en infraestructura y capacidad de almacenamiento fortalecieron su perfil como terminal especializada en cargas energéticas y lo posicionaron como una pieza central del corredor que conecta Vaca Muerta con los mercados de exportación.
Durante los primeros nueve meses de 2025, el movimiento de petróleo crudo en esta terminal creció un 70,6% interanual y alcanzó cerca de 5 millones de toneladas. La ampliación de la capacidad operativa, que se incrementó en casi un 20%, permitió absorber la mayor demanda logística generada por el desarrollo no convencional.
El desempeño de Coronel Rosales explicó una porción significativa del crecimiento agregado del sistema portuario provincial y confirmó el cambio estructural que atraviesa la actividad marítima, cada vez más asociada al sector energético.
Más carga, más buques y mayor circulación
El impacto del petróleo y los combustibles no se reflejó solo en el volumen transportado. El mayor flujo de hidrocarburos traccionó un aumento en la cantidad de buques operados, en la circulación de camiones y en la demanda de servicios logísticos vinculados a la actividad portuaria.
De acuerdo al relevamiento oficial, el movimiento de buques creció 12,9% interanual, mientras que la circulación de camiones aumentó un 24,5% en el período analizado. En paralelo, el segmento de contenedores registró un salto destacado: se movilizaron 395.419 unidades, un 77,4% más que en igual período de 2024, con el puerto de Dock Sud concentrando la mayor parte de la operatoria.
Además del complejo energético y los contenedores, los puertos bonaerenses movilizaron cereales y oleaginosas (36% del total), así como fertilizantes, productos químicos, arenas y cargas vinculadas a la pesca.
Un crecimiento desigual
Si bien el balance general del sistema fue positivo, el informe advirtió que la dinámica no fue homogénea en toda la provincia. Algunos puertos asociados a otras actividades productivas, como Mar del Plata, mostraron retrocesos en su operatoria, lo que confirma que el impulso energético explica gran parte del crecimiento global.
En ese contexto, la provincia de Buenos Aires aparece cada vez más integrada a la cadena de valor de Vaca Muerta, no solo como territorio de tránsito, sino como plataforma logística estratégica para sostener el salto productivo y exportador del principal yacimiento no convencional del país.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, visitó las instalaciones de Y-TEC, donde se interiorizó sobre el desarrollo de Y-FRED, un polímero de diseño creado especialmente para las operaciones de estimulación hidráulica en Vaca Muerta.
La recorrida se realizó junto al vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, Andrés Scarone, y contó con la recepción del gerente general de Y-TEC, Nicolás Federico Kerst, quien presentó los avances del equipo técnico y científico del instituto.
Vaca Muerta
Durante la visita, las autoridades conocieron en detalle las características técnicas de Y-FRED, un polímero diseñado específicamente para responder a las condiciones geológicas y operativas de Vaca Muerta, uno de los principales desarrollos shale a nivel mundial.
Según se explicó, se trata de una solución desarrollada a medida para las operaciones de fractura hidráulica, que combina eficiencia técnica con competitividad económica, dos factores clave para sostener el crecimiento de la producción no convencional en la cuenca neuquina.
El diseño molecular del polímero permite mejorar el desempeño en las operaciones de estimulación, optimizando el comportamiento del fluido y reduciendo los costos asociados al proceso, un aspecto estratégico en un contexto de creciente competencia internacional entre plays shale.
Pruebas de Y-TEC
Ensayos de laboratorio realizados por Y-TEC ya muestran mejoras significativas en comparación con productos comerciales actualmente disponibles en el mercado, lo que abre la posibilidad de sustituir insumos importados por desarrollos tecnológicos nacionales.
Desde la conducción de YPF destacaron que hacer más competitiva a Vaca Muerta no solo depende de la escala de inversión o de la infraestructura, sino también de la capacidad de desarrollar soluciones propias alineadas con las necesidades reales de la operación.
En ese sentido, el desarrollo de Y-FRED se inscribe en una estrategia más amplia de innovación aplicada, que busca integrar conocimiento científico, ingeniería y experiencia operativa para generar ventajas competitivas sostenibles.
La iniciativa refuerza el rol de Y-TEC como brazo tecnológico de YPF, orientado a la investigación, el desarrollo y la transferencia de tecnología al sistema productivo energético argentino.
La innovación, clave
Para la compañía, la innovación en insumos críticos como los utilizados en la estimulación hidráulica resulta clave para mejorar la productividad por pozo, reducir tiempos operativos y optimizar costos en un contexto de expansión acelerada del shale.
El avance también pone en valor el talento de los equipos técnicos y científicos locales, que trabajan en soluciones de clase mundial con impacto directo en la operación diaria de los yacimientos.
Desde YPF remarcaron que el desarrollo de tecnologías propias permite no solo ganar eficiencia, sino también fortalecer la soberanía tecnológica y reducir la dependencia de proveedores externos en áreas estratégicas.
La visita de Marín y Scarone a Y-TEC se enmarca en una agenda orientada a consolidar a YPF como una empresa integrada de energía, con capacidad de competir a nivel global y liderar la transformación del sector energético argentino.
Con proyectos como Y-FRED, la compañía apuesta a profundizar la innovación como uno de los pilares para sostener el crecimiento de Vaca Muerta, mejorar la rentabilidad de las operaciones y posicionar a la Argentina como un actor relevante en el desarrollo de tecnologías aplicadas al shale.
El negocio downstream de la región sumó un movimiento de alto impacto con la firma de un acuerdo estratégico entre Destilería Argentina de Petróleo (DAPSA) y la petrolera estadounidense Chevron.
El convenio apunta a expandir la red de estaciones de servicio de la compañía argentina más allá de las fronteras nacionales y a consolidar una plataforma regional de comercialización de combustibles y lubricantes.
Dapsa, controlada por el holding Sociedad Comercial del Plata, busca internacionalizar su modelo de negocios replicando su esquema operativo en otros países de la región, apoyada en la provisión de productos de Chevron y en una estrategia conjunta de logística y abastecimiento.
Según detallaron desde la empresa, el acuerdo no se limita a la compraventa de combustibles y lubricantes, sino que establece un marco de cooperación más amplio.
Esto incluye la evaluación de nuevas áreas de integración y la optimización de la cadena logística, un factor clave para competir en mercados regionales.
En la Argentina, Chevron cuenta con activos estratégicos de primer orden. Es socia de YPF en partes iguales en Loma Campana, el yacimiento de mayor producción de petróleo del país.
Además opera el área El Trapial Este en Vaca Muerta, donde viene incrementando de manera sostenida su producción.
Que representa este acuerdo para Dapsa
Para Dapsa, con más de 50 años de trayectoria en el sector, este acuerdo representa la puerta de entrada a una nueva etapa de crecimiento. Desde la compañía explicaron que la estrategia consiste en fortalecer su modelo local y proyectarlo a escala regional.
La propuesta de valor se apoya en la comercialización de combustibles de alta calidad y en condiciones comerciales competitivas. Esto con el objetivo de ganar participación en mercados limítrofes y aprovechar las sinergias que ofrece esta alianza.
La operación de Dapsa
El músculo operativo de Dapsa en el mercado argentino es uno de los pilares de esta expansión. La empresa opera actualmente unas 200 estaciones de servicio en todo el país y posee una infraestructura clave para el abastecimiento: una terminal portuaria propia en Dock Sud.
Esta terminal cuenta con una capacidad de almacenamiento superior a los 140.000 metros cúbicos y está conectada mediante oleoductos con las principales refinerías del país, lo que le permite a la compañía una gestión eficiente del suministro. Y también la dota de una posición estratégica dentro del sistema energético nacional.
Dapsa también tiene una participación relevante en el mercado de lubricantes. La compañía concentra alrededor del 10% de la producción local de lubricantes y domina cerca del 60% del segmento de grasas lubricantes.
Estos son activos que ahora buscará proyectar con mayor fuerza en el exterior bajo el paraguas del acuerdo con Chevron.
Pese a la ambición regional, desde la empresa aclararon que Dapsa continuará comercializando productos de origen local en la Argentina, garantizando la continuidad de su oferta actual en las estaciones de servicio del país. Mientras avanza el proceso de integración con la marca estadounidense.
Uno de los aspectos que genera mayor expectativa es la posible unificación de la identidad visual de la red. Desde la compañía indicaron que se evalúa un rebranding regional, que permitiría operar bajo una misma bandera en todos los países donde se concrete la expansión.
Este eventual cambio de imagen buscaría reforzar el posicionamiento de la red, dotarla de mayor reconocimiento regional y acompañar la estrategia de crecimiento conjunto con Chevron en nuevos mercados.
Si bien los detalles técnicos finales del acuerdo permanecen bajo confidencialidad, desde Dapsa destacaron que ya se encuentran trabajando activamente en la identificación de socios estratégicos regionales y en la planificación de las primeras etapas de la expansión.
Con esta alianza, Dapsa y Chevron apuntan a consolidar una plataforma regional de downstream, combinando escala, logística y marca, en un contexto donde la competencia por los mercados de combustibles y lubricantes en América Latina se vuelve cada vez más intensa.
YPF busca ampliar la serie Clase XXXIV con vencimiento en 2034. El fondeo busca respaldar los planes de largo plazo para exportador crudo y el desarrollo del proyecto de GNL.
YPF puso en marcha una nueva etapa de su estrategia financiera para este 2026. La compañía reabrió la licitación de las Obligaciones Negociables (ON) Clase XXXIV, un instrumento clave emitido bajo la legislación de Nueva York. Con esta maniobra, busca captar un flujo de divisas frescas que se situará entre los 300 y 500 millones de dólares adicionales.
Esta búsqueda de financiamiento en los mercados internacionales no es casual: va en línea directa con la ambiciosa hoja de ruta de la compañía, que tiene como eje central la generación de divisas. El fondeo obtenido permitirá dar soporte a los planes exportadores de la petrolera, con especial proyectos como Vaca Muerta Sur (VMOS).
Asimismo, la solidez financiera que busca la empresa con esta operación de hasta 500 millones de dólares es fundamental para los compromisos de inversión de largo plazo asociados al Gas Natural Licuado (GNL).
La colocación actual representa una ampliación de un título lanzado originalmente en enero de 2025. De completarse con éxito, el monto total en circulación de este bono con vencimiento en 2034 se ubicará entre los 1.400 y 1.600 millones de dólares, lo que garantiza una mayor liquidez en los mercados internacionales y una referencia de precio sólida para el crédito corporativo argentino.
Las tasas y rendimientos
En cuanto a las condiciones, las obligaciones negociables devengan una tasa fija del 8,25% anual, aunque la licitación actual apunta a convalidar una tasa de rendimiento del 8%. El esquema de amortización está diseñado para no asfixiar la caja en el corto plazo: el capital se devolverá en tres cuotas anuales (30% en 2032, 30% en 2033 y el 40% final en 2034).
El proceso de recepción de ofertas estará abierto hasta este miércoles 21 de enero a las 13 horas. Los inversores podrán participar a través de entidades como Santander, Galicia, Balanz, Macro, Cucchiara, CMF y Allaria, entre otros bancos y ALyCs habilitados.
La operación se realiza bajo el régimen de Emisor Frecuente de la CNV y normas internacionales como la Rule 144A, facilitando el ingreso de capitales extranjeros.
Argentina da un paso significativo hacia la movilidad del futuro con la llegada del BYD CHANGZHOU, el buque de última generación de BYD diseñado específicamente para el transporte de vehículos de nueva energía. Este arribo a Terminal Zárate -el puerto especializado en industria automotriz de Argentina- no solo marca el ingreso de nuevos modelos al país, sino que simboliza la escala industrial, la innovación tecnológica y el compromiso de largo plazo de la compañía con el desarrollo de la electromovilidad en el mercado local.
El BYD CHANGZHOU es un pilar fundamental en la estrategia de logística propia de la empresa. Se trata de una embarcación de transporte Roll-on/Roll-off de automóviles, propiedad directa de BYD, diseñada específicamente para acelerar su alcance global y reducir el impacto ambiental del transporte marítimo.
Este acontecimiento no solo representa un avance operativo clave, sino que reafirma el compromiso de BYD por consolidar su presencia en todo el territorio nacional, llevando la electromovilidad a cada rincón de la Argentina y permitiendo a la compañía operar con mayor eficiencia y previsibilidad logística.
Stephen Deng, Country Manager de BYD Argentina, afirmó: “La llegada del BYD CHANGZHOU a la Argentina es mucho más que un arribo logístico: es una señal concreta del compromiso de BYD con el desarrollo de la movilidad del futuro en el país.Contar con una flota propia de última generación nos permite operar con escala, eficiencia y menores emisiones, acompañando el crecimiento sostenido del mercado argentino de vehículos de nueva energía”.
“Este hito refleja una visión de largo plazo en Argentina: invertir, ampliar de manera sostenida nuestra red de concesionarios en todo el territorio nacional y poner a disposición del mercado local tecnología de vanguardia, respaldada por una infraestructura sólida y una propuesta integral que acompaña a los clientes en cada etapa de la adopción de nuevas energías”.
Tras posicionarse como la marca número uno en ventas de vehículos 100 % eléctricos en Argentina durante 2025, alcanzando el liderazgo en tiempo récord, BYD refuerza su presencia en el país con la llegada de más de 5.000 nuevas unidades que ingresarán al mercado local gracias a la llegada de este embarque.
Como parte del avance concreto de su operación en el país, BYD Argentina anuncia el inicio de la preventa del BYD ATTO 2 DM-i. Los clientes podrán asegurar este SUV urbano híbrido enchufable, que redefine los estándares de eficiencia energética en su segmento gracias a la tecnología DM-i, una de las más avanzadas del mercado.
En este contexto, la compañía define su plan de largo plazo para 2026, ampliando su oferta de productos y acompañando activamente la transición del mercado argentino hacia una movilidad de futuro, mediante la incorporación de nuevos modelos en distintos segmentos. Este desarrollo estará respaldado por el fortalecimiento continuo de la red de concesionarios, con el objetivo de garantizar una cobertura nacional sólida y una experiencia de venta y posventa de excelencia.
Con la llegada del BYD CHANGZHOU al país, la compañía reafirma su compromiso de largo plazo con Argentina, asegurando la disponibilidad de su gama tecnológica y consolidando su rol como un actor clave en el desarrollo de la movilidad eléctrica, impulsando la transformación del transporte local a través de la innovación, la escala industrial y una visión de futuro.
Sobre el barco BYD CHANGZHOU
El BYD CHANGZHOU fue construido conforme a los más altos estándares internacionales. Cuenta con una eslora de 199,9 metros y una capacidad de hasta 7.000 vehículos, y está equipado con un avanzado sistema de propulsión de doble combustible LNG.
Esta tecnología, eficiente y respetuosa con el medio ambiente, permite reducir significativamente las emisiones de carbono durante el transporte marítimo y refleja el compromiso de BYD con el desarrollo sostenible a través de acciones concretas.
El diseño y la ingeniería del buque evidencian el alto nivel de la industria manufacturera china y le otorgan la flexibilidad necesaria para operar en diversas rutas marítimas, brindando un sólido respaldo a la expansión global de BYD.
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Acerca de BYD
BYD es una empresa global de alta tecnología dedicada a impulsar innovaciones tecnológicas para una vida mejor. Fundada en 1994 como fabricante de baterías recargables, BYD cuenta actualmente con un amplio espectro de negocios que abarca automóviles, transporte ferroviario, nuevas energías y electrónica, con más de 30 parques industriales en todo el mundo.
Desde la generación y el almacenamiento de energía hasta sus aplicaciones, BYD se dedica a proporcionar soluciones energéticas de cero emisiones que reducen la dependencia global de los combustibles fósiles.
Su presencia en vehículos de nuevas energías abarca 6 continentes y más de 100 países y regiones. Cotizada en las Bolsas de Valores de Hong Kong y Shenzhen, la compañía es reconocida como una empresa de Fortune Global 500 que aporta innovaciones para un mundo más verde. Para más información, visite esta página https://www.byd.com/ar
Acerca de BYD Auto
Fundada en 2003, BYD Auto es la filial automotriz de BYD, una empresa multinacional de alta tecnología dedicada a impulsar las innovaciones tecnológicas para una vida mejor.
Con el objetivo de acelerar la transición ecológica del sector del transporte global, BYD Auto se centra en el desarrollo de vehículos eléctricos puros e híbridos enchufables. La compañía domina las tecnologías clave de toda la cadena industrial de vehículos de nuevas energías, como baterías, motores eléctricos y controladores electrónicos.
En los últimos años, ha sido testigo de importantes avances tecnológicos, como la batería Blade, la tecnología DM-i Super Hybrid, la e-Platform 3.0 Evo, la tecnología CTB, la plataforma e⁴, el sistema de control de carrocería inteligente DiSus, la plataforma todoterreno super híbrida DMO y la Super e-Platform.
La compañía es el primer fabricante de automóviles del mundo en abandonar la producción de vehículos de combustibles fósiles para adoptar los vehículos eléctricos y se ha mantenido a la cabeza de las ventas de vehículos de pasajeros de nuevas energías en China durante 10 años consecutivos. Para más información visite esta página https://www.byd.com/ar
El gobierno convocó, a través del decreto 24/2026, a Sesiones Extraordinarias al Congreso de la Nación, desde el 2 hasta el 27 de febrero de 2026. En un anexo se hace referencia a los temas que habrán de tratarse en tales sesiones:
Proyecto de Ley de adecuación del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial – Ley 26.639.
Proyecto de Ley de Modernización Laboral.
Proyecto de Ley por el que se aprueba el Acuerdo de Libre Comercio entre el MERCOSUR y la UNIÓN EUROPEA (UE) a ser enviado por el Poder Ejecutivo Nacional.
Consideración del Acuerdo para designar Embajador Extraordinario y Plenipotenciario a Fernando Adolfo IGLESIAS, a ser enviado por el Poder Ejecutivo Nacional.
El gobierno de Mendoza informó que “la Dirección de Hidrocarburos decidió prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en las 17 áreas hidrocarburíferas de la provincia”. La nueva fecha límite para presentar ofertas es el miércoles 11 de febrero.
Se trata de las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que “esta decisión la tomamos en pleno uso de las facultades que nos otorgan los decretos 1908/2025 y 2241/2025 como autoridad, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia”.
“Debido a la complejidad del procedimiento licitatorio, producto de su convocatoria nacional, provincial e internacional, así como de los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos prorrogar las fechas para darles tiempo a las empresas para que puedan presentar oficialmente el interés que nos vienen manifestando por estas 17 áreas”, agregó Erio.
Al respecto se destacó que “dos de las áreas incluidas ya recibieron manifestaciones concretas de interés: Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de U$S 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de U$S 2,98 millones.
“Quienes impulsaron esas iniciativas pueden realizar la inversión inicial sobre la cual los demás oferentes podrán igualar o mejorar, manteniendo además el derecho a mejorar la oferta. Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, concluyó el director de Hidrocarburos mendocino.
Nuevos plazos del proceso licitatorio
El proceso licitatorio se desarrolla bajo el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, lo que permite mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para captar capital. Tras la decisión de la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma de fechas quedó dispuesto de la siguiente manera:
Compra de pliego: en la Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 horas. Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 horas. Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 horas.
Áreas en licitación Para este llamado, el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos individualiza las áreas libres y de interés exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes técnicos con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.
Las áreas de exploración que conforman el llamado a licitación son:
Atuel Exploración Norte, Atuel Exploración Sur, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal.
Por su parte, las áreas de explotación son:
Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán.
“Mendoza continúa consolidando una política energética que trabaja con el sector privado orientada a generar empleo, diversificar la matriz productiva y fortalecer la presencia de la provincia en el escenario energético nacional e internacional”, se indicó.
Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales: direcciondehidrocarburos@mendoza.gov.ar y licitacionhidrocarburos@mendoza.gov.ar
Tras una extensa evaluación de las oportunidades y conveniencias, la Dirección de Hidrocarburos ha decidido prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas.
Se trata de las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
“Esta decisión la tomamos en pleno uso de las facultades que nos otorgan los decretos 1908/2025 y 2241/2025 como autoridad, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia”, destacó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Debido a la complejidad del procedimiento licitatorio, producto de su convocatoria nacional, provincial e internacional, así como de los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos prorrogar las fechas para darles tiempo a las empresas para que puedan presentar oficialmente el interés que nos vienen manifestando por estas 17 áreas”, agregó Erio.
Cabe destacar que dos de las áreas incluidas ya recibieron manifestaciones concretas de interés. Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de USD 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de USD 2,98 millones.
“Quienes impulsaron esas iniciativas pueden realizar la inversión inicial sobre la cual los demás oferentes podrán igualar o mejorar, manteniendo además el derecho a mejorar la oferta. Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, concluyó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Nuevos plazos del proceso licitatorio
El proceso licitatorio se desarrolla bajo el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, lo que permite mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para captar capital. Tras la decisión de la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma de fechas queda dispuesto de la siguiente manera:
Compra de pliego: en Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 hs.
Áreas en licitación
Para este llamado, el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos individualiza las áreas libres y de interés exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes técnicos con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.
Las áreas de exploración que conforman el llamado a licitación son:
Atuel Exploración Norte
Atuel Exploración Sur
Boleadero
Calmuco
Chachahuen Norte
CN III Norte
Los Parlamentos
Puesto Pozo Cercado Occidental
Ranquil Norte
Río Atuel
Sierra Azul Sur
Zampal
Por su parte, las áreas de explotación son:
Atamisqui
El Manzano
Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana
Puesto Molina Norte
Puntilla del Huincán.
Información disponible
Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales:
Con estas acciones, Mendoza continúa consolidando una política energética competitiva que trabaja con el sector privado orientada a generar empleo, diversificar la matriz productiva y fortalecer la presencia de la provincia en el escenario energético nacional e internacional.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, convoca al Concurso Público Nacional e Internacional para concesiones de explotación y eventual exploración complementaria de hidrocarburos convencionales en las áreas Medianera, Rinconada–Puesto Morales y Las Bases.
La convocatoria busca reimpulsar la actividad en áreas hidrocarburíferas maduras de la provincia, promoviendo inversión, continuidad operativa, incremento de producción y empleo, bajo un proceso competitivo y transparente, con acceso a información técnica y reglas definidas en el pliego.
Medianera se ubica a pocos kilómetros de Catriel, tiene 54 km² y registra 122 pozos perforados, con una alta proporción de pozos inactivos, por lo que sus principales oportunidades se vinculan a la continuidad operativa, la reactivación/puesta en marcha y mejoras en recuperación, incluyendo la revisión de esquemas de inyección.
La concesión Rinconada–Puesto Morales está compuesta por dos sectores separados geográficamente por unos 25 km: Puesto Morales (de 126,5 km²) concentra el mayor orden de magnitud, con 110 pozos y 38 en extracción efectiva, mientras que Rinconada (de 114,7 km²) tiene menor actividad actual, con 23 pozos y 1 pozo en extracción efectiva, requiriendo trabajos de recuperación e intervenciones para frenar el declino.
Por su parte, Las Bases (de 67,9 km²) se localiza al norte de General Roca e integra los yacimientos Las Bases y Estancia El Colorado, con predominio gasífero; cuenta con 6 pozos y, según el informe, los pozos gasíferos permanecieron cerrados durante 2024 y 2025, por lo que la estrategia se orienta especialmente a reactivación de pozos y nueva perforación en un marco de condiciones económicas favorables para el gas.
La iniciativa está orientada a operadores con capacidad técnica y financiera para sostener y mejorar el desempeño de yacimientos con historia productiva, incorporando acciones de recuperación, optimización y, cuando corresponda, exploración complementaria.
La venta de pliegos y el acceso a la información técnica estarán habilitados desde el 19 de enero de 2026 en la web oficial de la Secretaría de Energía y Ambiente. La presentación de sobres cerrará el 27 de febrero de 2026 a las 10, y el acto de apertura se realizará ese mismo día a las 12, con apertura de los sobres A y B.
El pliego establece los requisitos de participación y el mecanismo de evaluación. Desde el 19 de enero de 2026 se habilita el acceso a la información técnica correspondiente mediante Data Room, junto con el circuito de venta/consulta de pliegos y la coordinación de visitas a las áreas.
El BYD Changzhou, uno de los ocho barcos propios de la automotriz china entró este domingo al Río de la Plata por el canal de Punta Indio con más de 5.000 autos híbridos y eléctricos. El buque de 200 metros de eslora y 38 de manga está amarrado en el puerto de Zárate desde las siete de la mañana.
Se trata del primer gran envío de autos de la empresa BYD –el acrónimo de la frase en inglés “Build Your Dreams”, “Construye tus Sueños”- que forma parte de los 50.000 vehículos híbridos y eléctricos habilitados por el Gobierno para poder importarse sin pagar arancel extrazona del 35%.
Con barcos de su propia flota que pueden transportar hasta 7.000 autos cada uno, BYD logró reducir enormemente el precio del flete de su producción.
En mayo de 2025, un barco similar al Changzhou -el Explorer 1- transportó al puerto de Saupe, en el estado de Pernambuco, Brasil, 5.500 vehículos de BYD, empresa que actualmente lidera la fabricación mundial de autos híbridos y eléctricos, superando a Tesla, la empresa de Elon Musk.
BYD ya tiene una presencia muy fuerte en Sudamérica. En Brasil fabrican autos y ómnibus, mientras que en Chile y Uruguay es la empresa que más vehículos eléctricos vende.
Curiosamente BYD -fundada en 1995 por el empresario Wang Chuanfu en Shenzhen- no comenzó fabricando autos sino baterías recargables para celulares Motorola y Nokia. Recién en 2003 se expandió a la industria automotriz.
El Gobierno aprobó formalmente la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Carbonatos Profundos (DCP)”, que prevé una inversión de US$ 519 millones en desarrollo de minería de oro y plata en San Juan.
El ingreso oficial al RIGI del proyecto minero quedó autorizado mediante la Resolución 6/2026, publicada la semana pasada en el Boletín Oficial, donde se explicó que el “Carbonatos Profundos” se encuentra enmarcado en el sector minería.
Objetos del proyecto
Exploración de las concesiones mineras Gualcamayo 1 y Gualcamayo 2.
Determinación de la factibilidad de su yacimiento de reservas minerales de oro y plata.
Construcción, puesta en marcha y operación de la planta de tratamiento de dichos minerales extraídos del Proyecto.
La solicitud de adhesión fue presentada por MINAS ARGENTINAS SA en calidad de Vehículo de Proyecto Único (VPU) para el proyecto que se ubica en la región de Gualcamayo, a 270 km al norte de la capital provincial de San Juan.
El ministro de Economía, Luis Caputo, había destacado días atrás, al momento de anunciar su aprobación, que “este proyecto permite la extensión de vida de una mina en etapa de agotamiento con el desarrollo de un tipo distinto de mineralización y va a emplear 1700 personas en forma directa”.
El proyecto representará una inversión total en activos computables de US$ 519.647.635, superando el monto mínimo de inversión requerido.
En este sentido, la empresa informó que el monto inicial a invertir para el primer año es de US$ 46.741.254 y para el segundo año de US$ 43.858.696, conformando un total de US$ 90.599.950, para lograr superar el 40% del monto mínimo de inversión dispuesto en la Ley Bases.
El texto oficial precisó que en la solicitud presentada al Ejecutivo, la empresa declaró que la fecha límite comprometida para alcanzar el monto mínimo de inversión en activos computables para el proyecto es el 31 de diciembre de 2028.
En el plan de desarrollo de proveedores, se estipuló que el 69% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura, durante las etapas de construcción y operación, corresponde a proveedores locales, porcentaje que excede el 20% exigido por la normativa vigente.
El Comité Evaluador de Proyectos RIGI “efectuó un análisis de los antecedentes obrantes en el expediente y, con sustento en los informes técnicos producidos por las dependencias y reparticiones con competencia técnica en la materia, recomendó aprobar la solicitud de adhesión al RIGI del Proyecto Único denominado “Carbonatos Profundos (DCP)” y su plan de inversión”, lo que termina efectivizando este jueves el Ministerio de Economía.
“Carbonatos Profundos” se convirtió en el décimo proyecto RIGI aprobado, por lo cual el régimen ya suma un total de inversiones superior a los US$ 25.000 millones.
Ucrania impuso el estado de emergencia en su sector energético debido al impacto de los ataques rusos contra las instalaciones de energía, informó el ministro de Energía y primer viceprimer ministro, Denys Shmyhal.
“Nuestra tarea es trabajar de forma coordinada y eficaz para estabilizar la situación del sistema energético lo antes posible, en particular en la ciudad de Kiev”, escribió Shmyhal en la red social Telegram.
A partir de esta medida, los residentes podrán acceder, durante la noche, a los refugios de calefacción de emergencia, pese al toque de queda, explicó Shmyhal.
El gobierno ucraniano dio instrucciones a las agencias pertinentes para que agilicen los procedimientos de conexión de los equipos de energía de reserva a la red eléctrica y redistribuyan dichos equipos entre las regiones en función de las necesidades críticas.
Asimismo, se ordenó a las empresas estatales, entre ellas Ferrocarriles Ucranianos y el operador de gas Naftogaz, que aumenten las importaciones de electricidad hasta al menos el 50 % de su consumo total.
Por su parte, el presidente de Ucrania, Volodymyr Zelensky, indicó esta semana que la situación energética es más difícil en Kiev, Odesa y la región central de Dnipropetrovsk
El Gobierno Nacional elevó los límites de consumo eléctrico con subsidio en las provincias del Noroeste (NOA) y Noreste argentino (NEA), en medio de la implementación del nuevo sistema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
Según replicó laagenciaNoticias Argentinas, la medida se centrará en los meses donde se registren altas temperaturas en las provincias del Norte del país.
Mediante la Secretaría de Energía, el Gobierno elevó el tope de consumo con subsidio en los meses de mayor calor (diciembre, enero y febrero) en las zonas “muy cálidas” y “cálidas”, según la clasificación climática de la norma IRAM 11603.
Medido en kilovatios (kWh), las nuevas medidas quedaron definidas de la siguiente manera:
en las zonas “muy cálidas”: el bloque subsidiado pasa de 300 kWh a 550 kWh mensuales.
en las zonas “cálidas”: el bloque se fija en 370 kWh mensuales.
En el resto del país, el bloque de verano se mantiene en 300 kWh mensuales.
Desde Energía detallaron que el objetivo será “reconocer la realidad climática y las mayores necesidades de uso de ventiladores y aires acondicionados en las provincias del norte, donde además hay menor acceso a gas por redes y la electricidad es el principal recurso para refrigerar los hogares”.
En ese sentido, fundamentaron la decisión basándose en los planteos realizados en las provincias del Norte, entes reguladores y defensorías del pueblo durante la Consulta Pública del nuevo esquema de subsidios.
“Se refuerza el objetivo central del SEF: focalizar la ayuda del Estado en quienes realmente la necesitan, con reglas claras, previsibles y transparentes en todo el país”, concluyó la Secretaría dependiente del Ministerio de Economía.
Brasil, Chile y Argentina concentran la mayor atención de compañías internacionales de renombre que proyectan sus negocios en Latinoamérica para 2026. Así lo detallan siete ejecutivos que siguen de cerca cada evolución nacional y que, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Southern Cone, anticiparon en qué mercados están acelerando su presencia y por qué.
Para Marco Ricci, LATAM sales manager de Solis, realizó un diagnóstico ubica a estos territorios como áreas claves para la generación distribuida y proyectos solares de escala media.
“Chile, Argentina y países de Centroamérica y el Caribe han tenido una crecida constante con sus distintas particularidades”, afirmó a la par que consideró a Colombia como el país emergente más relevante.
En la mirada regional, Guido Gubinelli, sales manager de Arctech, apuntó que Brasil se posiciona como el país con mayor fuerza, debido a que es el mercado energético más grande de Latinoamérica; aunque también observa oportunidades crecientes en Perú y Argentina.
La lectura coincide con Tiago Rodrigues, sales manager utility scale de Canadian Solar, quien observa “muy fuerte” a los países del Cono Sur ya mencionados y agrega que también avanzan “a pasos más chicos en Perú y Colombia”.
“Los países que están preparados son Chile, Argentina y Brasil, principalmente por el volumen de proyectos y el avance que tienen en su matriz renovable”, complmentó Pablo Millar Scott, sales manager ESS LATAM de Jinko Solar
“Vemos a Chile, Brasil y México como los países con mayor vector de necesidad en la matriz energética existente”, agregó Marcel Peralta, head of LATAM de AMPACE.
Las cifras confirman ese interés, ya que durante 2025, en Brasil se instalaron 63 nuevas plantas solares que aportaron 2816 MW y 43 parques eólicos por 1826 MW de capacidad. Además, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) proyecta para 2026 una expansión de 9.142 MW de capacidad instalada.
Chile, por su parte, alcanzó en 2025 los 38,6 GW de capacidad instalada, de los cuales el 50% proviene de energías renovables no convencionales. La solar representa el 30,4% (11,7 GW) y la eólica 15,5%, superando al gas natural.
Asimismo, se convirtió en referente regional en almacenamiento, con 1,6 GW operativos, 6,8 GW en construcción y 0,7 GW en prueba, y otros 27 GW en desarrollo.
El caso de Argentina se destaca por la recuperación del apetito inversor tras lograr 7798 MW renovables operativos, liderados por la energía eólica (4.496 MW) y la solar (2.465 MW), y donde el Mercado a Término (MATER) juega un papel clave. ¿Por qué? A través de PPAs entre privados ya se asignaron 136 proyectos por más de 6000 MW con prioridad de despacho.
A lo que se debe añadir que, en materia de storage, la licitación AlmaGBA marcó un punto de inflexión debido a que adjudicó 713 MW en BESS en el Área Metropolitana de Buenos Aires y se espera que ese modelo de convocatoria se replique en otros puntos del país.
Países en ascenso y ventanas de oportunidad
Además de los líderes regionales, otros mercados comienzan a perfilarse como destinos atractivos. Jan Masferrer Trius, director ejecutivo de Incite Energy Chile, mencionó a “Colombia, Perú, Chile y Argentina como los más prometedores en el corto plazo.
Y cabe recordar que en Colombia, a diciembre de 2025 se sumaron 2000 MW nuevos, con predominancia de proyectos a gran escala. Sin embargo, el panorama para 2026 es incierto, incluso en desarrollos con conexión asignada. Las esperanzas del sector están puestas en los compromisos adquiridos por cargo por confiabilidad para 2027.
Mientras que en el caso peruano hay expectativas de crecimiento a pesar de ser un mercado en fase inicial. El sector está a la espera de que habiliten licitaciones que consideren proyectos nuevos y empresas como Canadian Solar y Arctech ya marcan presencia y ven potencial de crecimiento en un país que ya tiene más de 13 GW fotovoltaicos en tramitación ambiental.
Centroamérica y el Caribe, por su parte, se consolidan como un bloque en pleno reordenamiento energético. “Creemos que Perú, Argentina, México y Centroamérica son tremendos mercados”, afirmó German Rotter, sales manager BESS LATAM de Great Power, quien además resaltó que “cuando despierte Brasil, será un mercado gigantesco por sí solo”.
Los procesos licitatorios simultáneos marcan un nuevo ritmo regional. Tal es el caso que Guatemala recibió ofertas por más de 1000 MW frente a una demanda de 235 MW, y se prepara para adjudicar 1400 MW más en enero de 2026.
Honduras, por su parte, lanzará rondas sucesivas para contratar 1500 MW, mientras que República Dominicana avanza con una subasta que recibió 32 propuestas de proyectos solares y eólicos con almacenamiento, con resolución prevista para mayo de 2026.
Es decir que cada país tiene sus propias particularidades, pero hay señales claras de que toda la región se está moviendo con fuerza. Y con marcos en evolución, incentivos financieros definidos y un pipeline robusto de proyectos en juego, la región latinoamericana se transforma en epicentro de las oportunidades renovables para 2026.
China confirmó que eliminará el reembolso del impuesto al valor añadido (IVA) a las exportaciones de productos fotovoltaicos a partir del 1 de abril de 2026, una medida que marcará un antes y un después en los precios globales del sector solar. El beneficio fiscal, que ya había sido recortado en 2024 del 13% al 9% para obleas, células y módulos, será completamente retirado.
Esto introducirá un nuevo coste estructural para todos los productos solares exportados desde el gigante asiático, consolidando un cambio de tendencia tras años de precios artificialmente bajos.
En este nuevo escenario, los expertos proyectan una subida significativa en el precio de los paneles solares. Rafael Jiménez, director comercial y de desarrollo de negocio en VIRA Energy, estima que “los paneles subirán entre un 10% y un 15% a partir de abril”, una variación que representa un ajuste relevante respecto a los niveles de 2025.
Para Jiménez, este aumento no implica una crisis, sino una vuelta a la normalidad: “Estamos volviendo a la lógica de costes real tras un 2025 de precios artificiales”.
En la misma línea, el consultor energético Alejandro Diego Rossel prevé una presión alcista, aunque moderada. A su juicio, “se cierra definitivamente la etapa del módulo artificialmente barato”, al desaparecer el incentivo fiscal. Si bien no anticipa una subida mecánica equivalente al porcentaje eliminado, cree que el cambio sentará las bases de un nuevo equilibrio.
Roberto Cavero García, consultor de energía, evita cuantificar una cifra cerrada, pero afirma que el orden de magnitud de la subida se alinea con el 9% del incentivo que desaparece. A su juicio, los precios tenderán al alza en el corto y mediano plazo, aunque matiza que dependerá del contexto competitivo.
“A 6 o 12 meses, el escenario más probable es un repunte por expectativas y compras anticipadas antes de abril; después, un escalón al alza en el coste exportado desde China, con la magnitud final dependiendo de cuánto absorba el fabricante y cuánto traslade el mercado”, sostuvo el consultor en diálogo con Energía Estratégica.
A mediano plazo, “si persiste la sobrecapacidad, seguirá habiendo presión competitiva; si se acelera la consolidación y se reducen descuentos artificiales, los precios tenderán a normalizarse”, apuntó Cavero García.
Ante esta perspectiva, todos los expertos coinciden en que se desatará un fenómeno de compras anticipadas (pre-buy) a escala global. “Va a pasar, sin duda. Sobre todo para los instaladores que ya tienen proyectos cerrados con precios de 2025”, afirmó Jiménez. Este comportamiento permitirá a los desarrolladores con mayor capacidad financiera asegurar stock a precios previos al ajuste. Quienes no logren anticiparse, deberán renegociar márgenes o asumir mayores costes.
Cavero señala que las fechas “corte” como el 1 de abril activan estos mecanismos de anticipación de manera sistemática. Y el mercado ya lo está evidenciando: “Desarrolladores, EPCs y distribuidores intentan cerrar precio y asegurar disponibilidad antes de que cambien las condiciones”. Desde su visión, estas compras adelantadas sostendrán temporalmente los precios FOB y generarán una posterior reposición más cara.
En cuanto al impacto territorial, España será uno de los países más afectados, según Jiménez. “Aquí trabajamos con márgenes mucho más ajustados que en el resto de Europa. En otros países, los proyectos tienen más holgura para absorber una subida de costes. Aquí, ese 10% de aumento puede ser directamente la diferencia entre que un proyecto sea viable o no”, explicó.
Las condiciones de financiación, red y permisos seguirán pesando más que el coste del módulo, pero el encarecimiento será crítico para proyectos con PPA ajustados o esquema merchant.
Respecto al efecto en la cadena de suministro, el ajuste fiscal puede convertirse en una presión descendente para todo el ecosistema industrial. “En este sector, cuando el fabricante del panel estornuda, toda la cadena de suministro se resfría”, advirtió Jiménez.
Los proveedores de vidrio solar, silicio, marcos de aluminio y otros insumos podrían recibir presiones por parte de fabricantes que intenten proteger márgenes frente al nuevo entorno fiscal.
“Esta medida va a acelerar una ‘limpieza’ de fabricantes que ya estaban operando al límite de coste operativo”, anticipó Jiménez. Para Cavero, el “efecto dominó” no será automático, pero sí elevará la volatilidad a corto plazo: tanto por la sobrecarga logística derivada del pre-buy como por la posible caída de volúmenes tras la entrada en vigor de la norma.
Sobre una posible diversificación de proveedores fuera de China, el consenso es claro: no será inmediato. Jiménez señaló: “A corto plazo es prácticamente imposible desplazar la producción fuera de China y seguir siendo competitivos”. Aunque puedan surgir iniciativas en Europa, India o el sudeste asiático, la brecha de costes, la escala y la bancabilidad aún juegan a favor de China.
Rossel, sin embargo, observa una oportunidad de posicionamiento para proveedores no chinos. “Los fabricantes no chinos tendrán más opciones en proyectos donde importen el origen, la trazabilidad y el cumplimiento normativo, no únicamente el euro por vatio”, subrayó. Esa ventaja se traducirá en licitaciones públicas, fondos con criterios ESG o acuerdos donde el componente ético y regulatorio cobre más peso.
De cara al mediano plazo, Rossel confía en que la eliminación del incentivo fiscal ayudará a estabilizar el mercado. “Menos dumping extremo y precios más racionales ayudan a estabilizar márgenes y planificación”, aunque reconoció que esa estabilidad dependerá de que no se abra una nueva guerra de precios por otras vías.
El consenso entre los analistas es que 2026 marcará el final de una etapa y el inicio de otra más realista.
Honduras consolidó una nueva ventana de inversión en el sector energético con una licitación de largo plazo por 1500 MW que continúa abierta. Más de 10 empresas ya adquirieron las bases, entre ellas compañías de América Latina y también de otras regiones del mundo.
“La señal ya fue enviada y hay muchas empresas fuertes interesadas”, afirmó Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en exclusiva con Energía Estratégica. A su juicio, el proceso refleja una mejora en la percepción internacional sobre el país como destino para proyectos de generación.
“Estamos viendo una mayor confianza en las instituciones del sector”, añadió.
El proceso fue impulsado desde el actual gobierno, acompañado por un trabajo de posicionamiento institucional. Tanto la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como la CREE participaron en foros regionales e internacionales, con el objetivo de visibilizar las oportunidades del mercado hondureño.
Ese esfuerzo se complementa con la asesoría técnica de una consultora argentina, que ya acompañó procesos similares en países vecinos como Guatemala.
En paralelo, el país reformó su normativa para habilitar, por primera vez, la posibilidad de convocar licitaciones de corto plazo.
En relación a esto último, las bases de licitación están en manos de la distribuidora. Sin embargo, el marco regulatorio ya permite contratar generación por hasta cuatro años, lo que marca un cambio estructural frente a los esquemas tradicionales.
“Con la modificación que le hicimos al reglamento de la ley, ahora existe la posibilidad de realizar subastas de corto plazo y abre otro tipo de oportunidades para inversiones más rápidas”, explicó Flores.
Desde la CREE señalan que, aunque la coyuntura política retrasó avances en este frente, se espera que el mecanismo pueda activarse más adelante.
Nuevo escenario político y diversificación de la matriz
El próximo cambio de gobierno traerá modificaciones en la política energética. Según adelantó Flores, se prevé una contrarreforma del sector que incluirá la apertura del mercado eléctrico, una revisión de la Ley 46-2022 y cambios en la categorización de los consumidores calificados.
También se espera una revisión de la señal tarifaria para promover el autoconsumo en viviendas. La generación distribuida con sistemas solares tendría un mayor protagonismo en el nuevo esquema, en línea con tendencias regionales.
El comisionado también subrayó la importancia de fortalecer la matriz energética con soluciones firmes que acompañen el crecimiento de las renovables. Honduras ya cuenta con una planta de gas natural con contrato de compra de energía vigente, una tecnología que también gana peso en otros países de la región, como El Salvador y Panamá. Lo anterior debido a los impactos del cambio climático en la región Centroamericana.
En este contexto, el proceso licitatorio actual representa una oportunidad concreta para acelerar inversiones en generación.
Con reformas en marcha, apoyo técnico internacional y condiciones normativas claras, Honduras se posiciona como un mercado estratégico para nuevos desarrollos.
“Estamos seguros de que el proceso actual marca un antes y un después. Hay una base normativa más moderna, reglas claras y señales de confianza que antes no estaban”, concluyó Flores.
Meins, empresa especializada en soluciones eléctricas prefabricadas de media y alta tensión, avanza en la consolidación de negocios estratégicos vinculados al sector de energías renovables, hidrógeno y Data Centers, mientras impulsa una ambiciosa expansión internacional.
La compañía refuerza su presencia en mercados clave como España, Alemania, Reino Unido o Irlanda, al tiempo que trabaja en los requisitos normativos para ingresar al mercado estadounidense y proyecta su posicionamiento en otros países de Latinoamérica y en el Centro y Norte de África.
“Estamos preparados para dar un salto en escala, tecnología y mercados mediante la optimización de las técnicas de construcción basándonos en soluciones modulares y prefabricadas. Partiendo de nuestro know how internacional en el suministro de centros de transformación, queremos replicar la misma proyección con el suministro e instalación de nuestro producto de subestaciones compactas”, explicó en diálogo con EnergíaEstratégicael CEO de Meins, Alejandro González García.
Desde su perspectiva, los próximos años estarán definidos por la capacidad de la industria para responder con soluciones eficientes, escalables y confiables, en entornos cada vez más exigentes y con una creciente limitación de recursos humanos suficientemente cualificados.
La empresa española desarrolla centros de transformación y subestaciones de media y alta tensión, con aplicaciones tanto para plantas renovables como para entornos industriales e infraestructuras críticas. Actualmente, tiene presencia activa en 35 países y ha superado los 11 GW de potencia suministrada a través de sus soluciones.
Las cifras del último ejercicio respaldan esta expansión. Meins prevé cerrar sus balances de 2025 con una facturación superior a los €60 millones, lo que representa un crecimiento del 20 % respecto al año anterior. Durante ese periodo se entregaron más de 300 centros de transformación y subestaciones, sumando más de 1.500 MW de potencia asociada a soluciones suministradas, y se avanzó en la comercialización de dos nuevos desarrollos en los campos del hidrógeno, la eficiencia energética y la biotecnología, impulsados desde su área de I+D+i.
Para 2026, las metas son ambiciosas: superar los €70 millones de ingresos, entregar más de 450 soluciones y avanzar con fuerza en sectores industriales donde el suministro eléctrico requiere infraestructura crítica, segura y de rápida implantación.
Uno de esos sectores es el de los Data Centers, donde Meins ya prepara una línea específica de soluciones eléctricas para desplegar en Europa, con la intención de replicarla posteriormente en América Latina y África.
González García ve una oportunidad clara en este mercado:
“El crecimiento de la demanda global de centros de datos es enorme. Son megaproyectos que buscan eficiencia, confiabilidad y rapidez de ejecución, y ahí aportamos muchísimo valor”.
En el caso del hidrógeno, el enfoque es más estratégico y de medio plazo. Meins no solo busca participar mediante el suministro de infraestructura eléctrica asociada, sino también desarrollar su propio sistema de generación, basado en tecnologías alternativas a la electrólisis. Aunque el ritmo de inversión en este vector energético se ha ralentizado, la compañía considera que habrá una segunda ola de crecimiento con aplicaciones más concretas y escalables.
Innovación, expansión industrial y visión estratégica del mercado energético
La clave del modelo de negocio de Meins radica en el diseño y fabricación de centros de transformación en media tensión y subestaciones elevadoras en alta tensión, con una arquitectura modular y prefabricada que acorta tiempos, reduce riesgos y mejora la calidad de la solución global. Esta especialización le permite atender tanto plantas generadoras renovables como instalaciones industriales complejas e infraestructuras críticas.
Una de las apuestas más disruptivas es la nueva subestación compacta CSET, pensada para afrontar la creciente escasez de recursos técnicos especializados en alta tensión. Esta solución puede alcanzar 100 MVA por transformador y 138 kV, y su implementación en obra resulta radicalmente más eficiente: menos de 10 días, incluyendo obra civil, instalación electromecánica y pruebas funcionales, frente a los tradicionales seis a diez meses de una subestación convencional. La reducción de la huella física puede llegar a ser hasta diez veces menor.
Tras consolidar esta innovación en el mercado español durante 2025, el foco de la compañía está ahora en escalar la solución CSET a nivel internacional, para lo cual Meins se prepara tanto a nivel operativo como regulatorio y comercial.
Otro de los hitos estratégicos es el traslado previsto de su sede a unas nuevas instalaciones de 85.000 m² en Salamanca en el horizonte 2030, que, junto con la planta industrial que actualmente operan en Coreses (Zamora), permitirá superar los 100.000 m² de superficie industrial. En estas nuevas instalaciones se integrarán las oficinas centrales, el centro de I+D+i, la fábrica de cuadros de baja tensión y las áreas de integración y almacenaje de soluciones de media y alta tensión.
El análisis del mercado español también forma parte del diagnóstico de Meins. La compañía identifica un retroceso de la inversión fotovoltaica asociado a la caída de precios de los PPAs, lo que ha impulsado un mayor interés por el almacenamiento en baterías y las soluciones híbridas como alternativa para mejorar los modelos financieros.
En este contexto, González García advierte que la incertidumbre regulatoria sigue afectando el despliegue del almacenamiento en países como España y reclama mayor claridad normativa para atraer inversiones sostenidas.
En cuanto a su base de clientes, Meins ha evolucionado hacia un modelo de relaciones a medio y largo plazo, apoyado en contratos marco con EPCistas internacionales y desarrolladores. Más del 50 % de su cartera actual corresponde a empresas alemanas, un 31 % a compañías españolas, y el resto se distribuye en otros mercados.
Este enfoque responde a una decisión estratégica: priorizar socios que valoren la flexibilidad de diseño, la calidad del producto y la reducción de riesgos.
Además, las soluciones de Meins destacan por su alto contenido de producto europeo, superando en algunas ocasiones el 95 % de contenido, lo que refuerza las cadenas de suministro locales y reduce la dependencia externa. Los edificios prefabricados en hormigón representan otra ventaja diferencial frente a soluciones metálicas, al ofrecer mayor durabilidad, mejor comportamiento frente al fuego, mejor aislamiento térmico y acústico, y un menor coste de mantenimiento a lo largo de la vida útil del activo.
La compañía alemana RWE recibió la autorización ambiental para desarrollar una central fotovoltaica con almacenamiento en baterías en el norte de Chile, una iniciativa que demandará una inversión estimada en US$320 millones y se emplazará en la comuna de Pozo Almonte, en la región de Tarapacá.
El proyecto, denominado Parque Fotovoltaico Pita Solar, contempla la construcción y operación de una planta híbrida con una capacidad instalada de 192,4 MW. La generación estará respaldada por un sistema de almacenamiento BESS capaz de entregar energía durante cinco horas continuas, reforzando la flexibilidad operativa del activo.
La central estará integrada por más de 334.000 paneles solares, cada uno con una potencia de 575 W, además del sistema de baterías asociado. Para viabilizar la inyección de la energía al Sistema Eléctrico Nacional, se prevé el despliegue de una subestación elevadora que transformará el nivel de tensión desde 33 kV a 220 kV, junto con 42 centros de transformación, canalizaciones subterráneas y una línea de transmisión aérea de 220 kV y 13,3 kilómetros de extensión, que enlazará la subestación Pita Solar con la subestación Nueva Pozo Almonte.
Este avance en Tarapacá se suma a otro hito reciente de la compañía en el país. En 2025, RWE logró la aprobación ambiental del proyecto Los Durmientes, ubicado en la región de Antofagasta, que combina 243,6 MW de capacidad solar con 255,4 MW en sistemas de almacenamiento.
La iniciativa obtuvo luz verde de manera unánime por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental regional, tras haber ingresado su Declaración de Impacto Ambiental a comienzos de 2024.
El parque Los Durmientes se apoya en la concesión de terreno fiscal obtenida en 2022 y considera la instalación de más de 467.000 módulos fotovoltaicos de 550 Wp, diseñados para optimizar la captación solar en el desierto de Atacama. La evacuación de la energía se realizará a través de la subestación Monte Mina, utilizando infraestructura de alta tensión. Si bien la compañía proyecta iniciar las obras en 2026, el calendario definitivo estará condicionado por variables técnicas, regulatorias y financieras.
El proceso de preparación de la Subasta de Obligaciones de Energía Firme (OEF) —prevista por la Resolución CREG 101-092 de 2025 para realizarse a finales de mayo de 2026— genera inquietud entre los actores privados del sistema eléctrico colombiano.
Marco Vera, gerente de Vera Energy SAS, planteó que, ante la incertidumbre política y los cambios regulatorios en curso, sería más prudente postergar la convocatoria hasta julio de 2026, cuando haya mayor claridad institucional y se garantice un marco estable para la inversión.
Según Vera, el actual contexto no ofrece condiciones para ejecutar las inversiones que el sistema necesita, especialmente para cubrir el déficit de energía firme estimado para el período 2029–2030. Las proyecciones de XM advierten que la oferta disponible no alcanza a satisfacer la demanda futura, lo que hace urgente sumar nuevos proyectos.
“Es necesario dar señales claras al mercado para que los proyectos entren con confianza”, subrayó el ejecutivo.
Pero, en paralelo, el sector enfrenta una combinación de obstáculos que, en palabras del ejecutivo, desincentivan cualquier iniciativa privada. Entre ellos destaca el discurso adverso del Gobierno frente a la participación empresarial, la intención de modificar las leyes 142 y 143 que sustentan el modelo actual, y la amenaza de eliminar el Cargo por Confiabilidad (CxC), piedra angular del mecanismo de respaldo.
También se suman los ajustes propuestos en la formación de precios de cierre de subasta y de activación por escasez, el aumento de transferencias exigidas a proyectos renovables –incluidos en el Plan Nacional de Desarrollo 2022–2026– y los retrasos en la ejecución de redes y asignación de puntos de conexión.
A esto se suman los antecedentes fallidos de las subastas de contratos a largo plazo de 2019 y 2021, con múltiples iniciativas estancadas por trabas en la consulta previa y el licenciamiento ambiental.
En ese marco, Vera recomendó que la CREG preserve el diseño de la subasta y realice solo ajustes que favorezcan una participación amplia y diversa. El objetivo, según indicó, debe ser facilitar una expansión de energía firme basada en la complementariedad eficiente entre fuentes renovables.
El ejecutivo reconoció que, hasta ahora, no hay confirmación oficial sobre los proyectos que buscarán participar en la convocatoria. El plazo para manifestar interés vence el 30 de enero de 2026, por lo que aún no se conoce el universo definitivo de postulantes.
Sin embargo, anticipó que los de origen renovable no convencional (FNCER) son los que más posibilidades tendrían de avanzar, en la medida en que las condiciones regulatorias lo permitan.
Una de las claves, remarcó, es que se reconozca la complementariedad entre tecnologías como solar, eólica y biomasa en el reparto de las OEF, y que eso se traduzca en un ingreso acorde. Hoy, explicó, estos proyectos cargan con el costo del CERE (prima del CxC), lo que distorsiona su competitividad en el esquema. A su vez, señaló que se debe cumplir efectivamente con la priorización de capacidad de transporte para aquellos proyectos que ya cuentan con aprobación ambiental, tal como establece la resolución CREG 101-094.
El análisis de Vera no se limita a lo regulatorio. También identificó una oportunidad estratégica para Colombia en el plano internacional, especialmente en su vínculo energético con Estados Unidos. En su visión, cualquier diálogo que refuerce la cooperación bilateral representa un camino favorable para impulsar nuevas inversiones, innovación y alianzas en materia energética.
Enumeró varias líneas de trabajo en las que podría avanzarse con apoyo técnico y financiero del país norteamericano: proyectos de fracking ambientalmente responsables para recuperar la autosuficiencia en gas natural, el desarrollo de tecnologías nucleares avanzadas –como los Pequeños Reactores Modulares (SMR) avalados por el OIEA–, la implementación de hidrógeno verde y blanco como vector energético, y la instalación de data centers alimentados con FNCER y sistemas BESS, con vistas a una futura complementariedad con energía nuclear.
Además, resaltó la necesidad de agilizar la interconexión eléctrica con Centroamérica a través de Panamá, como primer paso hacia una integración energética regional que incluya también a México y Estados Unidos. Para Vera, ese proyecto no solo diversificaría mercados, sino que consolidaría a Colombia como hub energético estratégico en el hemisferio.
Frente al panorama general, el gerente de Vera Energy instó a adoptar decisiones rápidas pero bien fundamentadas. Para él, Colombia debe asegurar la expansión eléctrica con reglas estables y visión de largo plazo.
“Tenemos el potencial y los recursos, pero si no hay condiciones, las inversiones no llegan”, concluyó.
YPF concretó la cesión total de su histórico yacimiento convencional en Chubut como parte del Plan Andes. La operación refuerza la estrategia de concentrar inversiones en el negocio no convencional, con foco en rentabilidad y exportaciones.
YPF confirmó la venta del área Manantiales Behr, uno de los yacimientos más emblemáticos de la Cuenca del Golfo San Jorge, al Grupo Rovella Capital por un monto total de 575 millones de dólares. La operación se enmarca en el Plan Andes y en el Plan 4×4, la hoja de ruta con la que la compañía busca desprenderse de activos maduros y redirigir recursos hacia proyectos de mayor retorno, especialmente en Vaca Muerta.
El acuerdo fue formalizado mediante contratos firmados entre YPF y Limay Energía S.A., empresa del holding Rovella Capital, y ya fue informado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) como hecho relevante. El cierre definitivo de la transacción quedará sujeto a la aprobación del Poder Ejecutivo de la Provincia del Chubut.
Manantiales Behr es un símbolo histórico para YPF y para la producción convencional argentina. Al tercer trimestre de 2025, el área registraba una producción aproximada de 25.000 barriles diarios de petróleo y 0,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. La cesión incluye el traspaso del 100% de la concesión de explotación y de la concesión de transporte sobre tres oleoductos estratégicos: El Trébol–Caleta Córdova, Km 9–Caleta Córdova y Manantiales Behr–Cañadón Perdido. También contempla la venta del stock de materiales en el yacimiento y en el predio de Km 20.
En cuanto a los términos económicos, YPF detalló que el 60% del monto se abonará al momento del cierre y el 40% restante dentro de los doce meses posteriores, con los ajustes habituales de este tipo de operaciones. Rovella Capital se impuso frente a otras compañías del sector que habían presentado ofertas, consolidando así su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge.
La entrada en vigencia de la cesión dependerá ahora de la autorización del gobierno provincial, que deberá evaluar los compromisos técnicos, económicos y operativos asumidos por la nueva operadora. Desde YPF indicaron que el proceso avanza en coordinación con las autoridades para garantizar la continuidad productiva y laboral en la región.
La venta de Manantiales Behr se inscribe en la estrategia de salida ordenada de YPF del convencional, impulsada a través del Proyecto Andes. En paralelo, la compañía ya concretó operaciones similares en Mendoza y Tierra del Fuego. Con este movimiento, YPF refuerza su apuesta por Vaca Muerta y el desarrollo del shale oil y gas, con el objetivo de fortalecer su perfil exportador y alcanzar, hacia 2031, un potencial de exportaciones energéticas por hasta 30.000 millones de dólares anuales.
De este modo, la petrolera da un nuevo paso en su proceso de transformación, mientras Chubut abre una etapa distinta en la gestión de uno de los yacimientos más representativos de su historia.
El pacto entre Mercosur y la UE promete inversiones, seguridad jurídica y nuevos mercados para GNL, litio y cobre. El desafío será cumplir estándares.
La ratificación del acuerdo comercial entre el Mercosur y la Unión Europea, oficializada este sábado en Paraguay tras 25 años de negociaciones, puede convertirse en un punto de inflexión para la Argentina. No solo por la apertura de mercados, sino por el impacto estructural que podría tener sobre la matriz productiva: energía y minería pasan a jugar un rol central en la estrategia de exportaciones, inversiones y divisas para la próxima década.
En el sector, la lectura es clara: el acuerdo no es solamente una reducción de barreras comerciales. También es una señal de estabilidad para proyectos de largo plazo, especialmente en industrias donde las inversiones se miden en miles de millones de dólares y los retornos se construyen en décadas. En esa lógica, el tratado aparece como un marco que ordena reglas, habilita financiamiento y eleva el nivel de exigencias en sostenibilidad y trazabilidad.
El punto de partida ya venía mostrando crecimiento. Durante 2025, la Argentina cerró con exportaciones energéticas cercanas a los 11.000 millones de dólares, mientras que la minería aportó alrededor de 6.000 millones. La expectativa ahora es que el acuerdo con la UE acelere proyectos y permita escalar esos números con un salto cuantitativo, pero también cualitativo, por el tipo de demanda europea y su marco regulatorio.
La minería, con el cobre como protagonista, aparece como uno de los grandes ejes de esta oportunidad. El potencial de exportaciones mineras proyectado hacia 2030 ronda los 12.000 millones de dólares anuales, con una posible escalada hacia los 15.000 millones en 2032. Ese crecimiento dependerá en gran medida de la puesta en marcha de proyectos de cobre de escala global, en un escenario donde se requieren inversiones superiores a los 25.000 millones de dólares para activar iniciativas ya avanzadas.
Litio, cobre y el salto exportador: más producción, más presión por estándares
El litio también se consolida como una pieza clave en el mapa de la transición energética. Con una producción estimada en 140.000 toneladas anuales al cierre de 2025, los proyectos en construcción y ampliación apuntan a más que duplicar ese volumen en el corto plazo. Salta, Jujuy y Catamarca aparecen como nodos estratégicos en un mercado global donde la electromovilidad demanda cada vez más insumos críticos.
En este punto, el acuerdo con la Unión Europea agrega un elemento decisivo: la convergencia en estándares ambientales. Europa exige trazabilidad, controles, certificaciones y un enfoque de “minería responsable” que, para el sector, puede funcionar como un sello de calidad. La lectura empresaria es que cumplir con esos requisitos no solo habilita el acceso, sino que mejora el posicionamiento y el valor agregado de los productos argentinos en cadenas industriales más exigentes.
Al mismo tiempo, ese proceso puede tensionar la ejecución local: exige inversiones complementarias, modernización tecnológica y un salto en infraestructura para sostener volúmenes crecientes. En particular, la logística y el transporte aparecen como cuellos de botella que deberán resolverse si el país busca transformarse en proveedor confiable de minerales críticos.
La UE, por su parte, se mueve con una lógica estratégica: busca reducir dependencias y asegurar abastecimiento para su transición energética. En ese tablero, la Argentina se ofrece como una alternativa estable para minerales como litio y cobre, pero también como plataforma energética para gas natural licuado en un mundo que reordenó su mapa de seguridad energética.
Vaca Muerta y el GNL: la exportación como proyecto de década
En energía, el acuerdo potencia un objetivo que ya estaba en marcha: convertir a la Argentina en un exportador relevante de Gas Natural Licuado. Las proyecciones del sector estiman que, hacia fines de la década, el país podría superar los 15.000 millones de dólares anuales en exportaciones de GNL, si los proyectos se concretan en tiempo y forma.
El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF, prevé una capacidad inicial hacia 2030 de 12 millones de toneladas anuales, con la meta de llegar a 30 millones entre 2032 y 2035. A plena capacidad, el ingreso estimado rondaría los 10.000 millones de dólares anuales, con la posibilidad de escalar a 15.000 millones si se incorporan nuevos socios estratégicos en etapas posteriores.
En paralelo, se destaca el avance de Southern Energy, un consorcio integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, con una capacidad estimada de 2,4 millones de toneladas anuales. En ese caso, los ingresos proyectados se ubican entre 2.000 y 2.500 millones de dólares por año.
Un dato clave que anticipa la dimensión del negocio es el contrato marco con la compañía alemana SEFE, que prevé la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, con inicio hacia finales de 2027. En un contexto de reconfiguración energética global, la demanda europea aparece como un mercado de alta previsibilidad, incluso cuando Asia sigue siendo un objetivo prioritario.
El capítulo futuro: hidrógeno verde y la Patagonia como plataforma
Más allá del gas y la minería, el acuerdo abre un capítulo de mediano y largo plazo: el hidrógeno verde. La Patagonia fue señalada como una región con potencial global por sus condiciones de viento, lo que la convierte en una candidata natural para proyectos de escala industrial.
La hoja de ruta hacia 2050 plantea una ambición alta: producir al menos cinco millones de toneladas anuales de hidrógeno, con inversiones estimadas en 90.000 millones de dólares y la creación de más de 80.000 puestos de trabajo calificados. Para que esa proyección se materialice, el factor europeo vuelve a ser decisivo: cooperación tecnológica, estándares y acceso a mercados que demandan energía limpia certificada.
En este escenario, el acuerdo Mercosur-UE aparece como una ventana trascendental para reposicionar a la Argentina en el mapa global de recursos estratégicos. La oportunidad es real, pero no automática: exige inversión, infraestructura, consistencia regulatoria y capacidad de cumplir con reglas ambientales y comerciales cada vez más estrictas. Si el país logra sostener ese equilibrio, energía y minería podrían convertirse en el núcleo de un nuevo ciclo exportador de gran escala.
El avance del shale neuquino impulsa una creciente demanda de mano de empleos. La industria energética amplía los programas de capacitación para acompañar la expansión productiva y la incorporación de nuevas tecnologías.
El desarrollo sostenido de Vaca Muerta continúa ampliando su impacto económico y laboral en la Patagonia. De acuerdo con proyecciones del sector energético, la actividad no convencional generará más de 50 mil nuevos puestos de trabajo en los próximos años, en un escenario marcado por el incremento de la producción de petróleo y gas y la adopción de tecnologías cada vez más complejas.
El crecimiento del yacimiento se expresa no solo en el aumento de equipos de perforación y etapas de fractura, sino también en una demanda creciente de personal técnico especializado. La evolución de los procesos de fracking elevó los estándares de seguridad, eficiencia y conocimiento operativo, lo que obliga a reforzar la capacitación en todas las fases del upstream.
En este contexto, la cuenca neuquina se consolidó como un polo de formación de referencia a nivel regional. Miles de trabajadores participan actualmente en programas intensivos orientados a tareas de perforación, completación y producción, con esquemas que priorizan la experiencia en campo y la aplicación práctica de los contenidos.
El Instituto Vaca Muerta (IVM) se posiciona como una pieza central de esta estrategia. El centro de formación técnica especializada, impulsado por la industria, articula programas diseñados para reducir la brecha entre la formación teórica y las exigencias operativas de los yacimientos no convencionales, bajo estándares internacionales de calidad y seguridad.
En los últimos días, Pluspetrol formalizó su incorporación como socio estratégico del instituto, reforzando el entramado de empresas que apuestan a la capacitación como condición clave para sostener el crecimiento del shale argentino. El acuerdo fue suscripto por el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, y el presidente del IVM y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, Lisandro Deleonardis.
Desde el sector destacan que la adhesión de nuevas compañías refleja un compromiso creciente con el desarrollo del capital humano. Bajo la conducción de Horacio Marín, YPF impulsa una visión que integra producción, competitividad y formación, con el objetivo de consolidar a Vaca Muerta como un activo estratégico a nivel global.
La inversión anunciada por Pluspetrol, que asciende a un millón de dólares, permitirá ampliar los programas de entrenamiento en instalaciones reales y fortalecer competencias en áreas críticas como perforación, producción y mantenimiento. La compañía, con más de 40 años de trayectoria en Neuquén, se suma así a una estrategia de largo plazo orientada a anticipar la demanda de perfiles técnicos especializados.
El Instituto Vaca Muerta fue creado a partir de un estudio prospectivo desarrollado por la Fundación YPF, que identificó las necesidades laborales y tecnológicas del upstream para la próxima década. A comienzos de enero, TotalEnergies se convirtió en la primera empresa internacional en integrarse al proyecto, consolidando su carácter federal y colaborativo.
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.
Seguimiento técnico, información y presencia territorial
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.
Más actividad y control sobre los compromisos
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.
Proyección y reglas claras
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.
Pasantías: más oportunidades para estudiantes rionegrinos
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.
El Gobierno de la Provincia de Neuquén informó el cierre de su balance de infraestructura 2025, con una inversión superior a los $8.700 millones de pesos destinados exclusivamente a obras hídricas y de saneamiento. Si bien estas obras tienen un fuerte componente de impacto social y urbano, para el sector energético representan un eslabón fundamental en la logística de servicios que sostiene el crecimiento de la cuenca neuquina.
1. Los números de la inversión
Durante 2025, a través del Ministerio de Infraestructura y el Ente Provincial de Agua y Saneamiento (EPAS), se ejecutaron 12 obras estratégicas y se mantienen 13 más en proceso de licitación o ejecución para 2026.
Monto total: +$8.700 millones.
Alcance: Mejora en el suministro de agua potable y sistemas de saneamiento en nodos clave de la provincia.
Financiamiento: Recursos propios provinciales y acuerdos de financiamiento externo, ante la retirada de fondos nacionales para obra pública.
2. El factor Vaca Muerta: Agua y Saneamiento para la “zona de servicios”
Para los operadores de la industria de Oil & Gas, la inversión en infraestructura hídrica no es un dato menor por dos razones estratégicas que conectamos para nuestros suscriptores:
Sustentabilidad Urbana en Añelo y alrededores: El crecimiento de la producción en Vaca Muerta ha generado una presión demográfica sin precedentes en localidades como Añelo, Centenario y San Patricio del Chañar. Sin agua potable ni redes de cloacas eficientes, el asentamiento de las empresas de servicios especiales y de la mano de obra operativa se vuelve inviable. Estas obras garantizan que las “ciudades base” de la industria puedan absorber el flujo de personal previsto para 2026.
Seguridad Hídrica y Convivencia Social: La competencia por el recurso hídrico es uno de los puntos sensibles en la agenda de Responsabilidad Social Empresarial (RSE). Al fortalecer las redes de agua potable civil, la provincia reduce la conflictividad social y asegura que el uso industrial del agua (fundamental para el fracking) no entre en colisión con las necesidades básicas de la población.
3. Obras clave con impacto en el sector
Dentro del paquete de obras, destacan aquellas que benefician directamente al corredor petrolero:
Mejoras en el Sistema de Agua en la Confluencia: Vital para el centro logístico que une Neuquén Capital con las bases operativas.
Saneamiento en el interior: Fortalecimiento de plantas de tratamiento que evitan la contaminación de las cuencas, un requisito ambiental estricto para las operadoras internacionales que deben cumplir estándares ESG (Ambiental, Social y Gobernanza).
4. Proyección 2026: El desafío de la escala
Con Vaca Muerta proyectando niveles de producción récord y la construcción de nuevos oleoductos y gasoductos (como el Duplicar y el Vaca Muerta Sur), la demanda de infraestructura civil seguirá en aumento.
Desde Runrún Energético observamos que el presupuesto de $8.700 millones ejecutado en 2025 es un piso necesario, pero para 2026 se requerirá una mayor integración entre los planes de infraestructura provinciales y las inversiones de las operadoras a través de esquemas de colaboración público-privada (PPP).
Data Clave para el suscriptor:
Foco: La provincia busca blindar la “paz social” y la operatividad logística mediante servicios básicos eficientes.
Dato Técnico: El EPAS ha priorizado obras de reacondicionamiento de plantas potabilizadoras que habían quedado obsoletas ante el crecimiento explosivo de la población vinculada al sector energético.
Lo que viene: Se espera que para el segundo semestre de 2026, la provincia licite nuevas obras de captación de agua en el Río Neuquén específicas para uso industrial y residencial combinado.
NEUQUÉN.- El 2025 volvió a ser un buen año para Vaca Muerta y sus proyectos asociados, pero dejó a la gobernación de Neuquén con menos regalías de las que había previsto en su presupuesto, producto de las oscilaciones en el precio del barril de petróleo. Este commodity sobre el cual la provincia no puede incidir, pero del que dependen casi el 70% de sus ingresos corrientes, inició otro año de vaivenes empujado por la intervención de Estados Unidos en Venezuela y la revuelta social en Irán.
La gestión de Rolando Figueroa cerró el año con un acumulado de recursos corrientes de 5,03 billones de pesos y una predominancia del 46% por parte de las regalías por el gas y el petróleo que se extraen en la provincia. En la administración neuquina explicaron que diciembre fue “el peor mes”, con una cotización que terminó un 5% abajo respecto de noviembre, pero esperan que actúe como un “piso” para el 2026.
El precio a la baja del crudo en 2025 afectó las regalías de Neuquén.
“Va a ser un año parecido al año pasado en el hecho de que vamos a tener que ir mirando la caja trimestre a trimestre”, definió a EconoJournal la secretaria de Hacienda de Neuquén, Carola Pogliano, quien explicó que el resultado a la baja en las regalías del 2025 se dio por un menor precio del barril de petróleo del esperado.
Los datos oficiales publicados por la subsecretaría de Ingresos Públicos de Neuquén revelaron que, de enero a diciembre, las regalías hidrocarburíferas le aportaron a la canasta de recursos de Neuquén 2,32 billones de pesos, el 46% de los recursos corrientes del año.
Regalías, números
El número quedó unos $ 100.000 millones por debajo de lo que Figueroa había proyectado en la Ley de Presupuesto, por efecto de una menor recaudación de las regalías petrolíferas: estaba previsto que ingresaran 1,8 billones en el año y el resultado fue de 1,7.
Si bien hubo una clara predominancia de estos ingresos, que aportaron más del triple que el gas en la mayoría de los meses del año pasado, las oscilaciones en el precio del petróleo conspiraron contra el resultado final.
La Provincia había utilizado un valor de 71,5 dólares el barril para el cálculo de sus regalías petrolíferas, pero el promedio de venta osciló los 67 dólares en el año.
Pogliano explicó que, por el contrario, el tipo de cambio esta vez “jugó a favor”, especialmente a partir del segundo semestre, cuando el gobierno nacional eliminó el sistema de crawling peg que convalidaba una devaluación mensual del 1% menor que la inflación. “Eso ayudó a compensar la caída del precio del barril”, afirmó.
Los datos también fueron buenos en cuanto a la producción en Vaca Muerta. El presupuesto había estimado un crecimiento interanual de un 8%, sustentado “exclusivamente” en la producción de petróleo no convencional, con un promedio de 517.000 barriles diarios. Esa meta se alcanzó con el salto de producción que comenzó a partir de septiembre.
Ese también fue el mejor mes para las regalías petrolíferas, con recursos que alcanzaron los 174.441 millones de pesos. El peor fue marzo, con la entrada de 108.400 millones por el mismo concepto.
El presidente Javier Milei junto al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
En cuanto al gas, el presupuesto del 2025 había estimado ingresos de regalías por casi 561.200 millones de pesos en todo el año e ingresaron en el año 570.500, apenas por encima de lo previsto. Es decir, a diferencia de lo que ocurrió con el petróleo, Figueroa pudo sobrecumplir la meta en este segmento que, sin embargo, es menos significativo en el acumulado de los recursos de la provincia.
Si bien aún no se conoce el resultado económico del 2025, Pogliano precisó que hubo recursos extraordinarios sobre finales del año que ayudaron a compensar la caja en el consolidado final como los dividendos que ingresaron por la hidroeléctrica de El Chocón y la renegociación de algunas áreas en Vaca Muerta.
Factor Irán y Venezuela
“Este mes no va a ser de holgura, pero lo vamos a ir sorteando. Si bien el dólar va a quedar más alto de lo que presupuestamos para el 2026, ese mayor dólar va a ir compensando también la mayor inflación”, anticipó Pogliano.
Para enero, el gobierno de la provincia espera que el barril termine oscilando entre los 62 y 64 dólares: si bien se registró una pequeña caída tras la captura de Nicolás Maduro y la intervención de Estados Unidos en Venezuela, las protestas en Irán hicieron que la tendencia se revierta al alza pocos días después.
El presupuesto de Rolando Figueroa para este año se elaboró con un precio del barril bruto de 63 dólares y un valor de liquidación de regalías en 55. El total de ingresos corrientes está estimado en 7,5 billones de pesos, con las regalías hidrocarburíferas como protagonistas con casi 4 billones.
Crecimiento para 2026
La provincia espera para este 2026 un crecimiento de la producción de petróleo del 29%, llegando a un promedio diario de 665.720 barriles, sustentado en el no convencional de Vaca Muerta. En función de esas estimaciones, calculó regalías petrolíferas para el año que viene por 2,3 billones de pesos, número que dependerá, otra vez en buena medida, de lo que suceda con el barril en un escenario geopolítico todavía impredecible.
En el gobierno hay quienes conservan la expectativa de el barril pueda alcanzar los 66 dólares en el transcurso del año, aunque no parece ser el pronóstico del ministro de Energía, Gustavo Medele.
Para poner en perspectiva estos números dentro del presupuesto de la provincia, un mes de salarios de los empleados estatales en Neuquén equivale a casi 308.000 millones de pesos. El gobierno necesita echar mano de todas las regalías, de los ingresos de coparticipación federal y de una parte de los ingresos por recaudación de impuestos propios para cubrir ese número que volverá a subir en enero, producto del acuerdo que tiene con los sindicatos para actualizar los haberes trimestralmente con la inflación.
A esos gastos se le suman un compromiso de obra pública de 1 billón de pesos para este año y otro abultado calendario de pagos de deuda pública.
Para entender el presente de Yacimientos Mineros de Agua de Dionisio (YMAD), es necesario retroceder a 1958. Lo que nació como un sueño de desarrollo entre una universidad y una provincia, se convirtió en un laberinto judicial que recién en este 2026 parece encontrar una hoja de ruta clara.
El reciente acuerdo conciliatorio entre la provincia de Catamarca y la Universidad Nacional de Tucumán (UNT) no es solo un trámite administrativo; es la definición de cómo se repartirán miles de millones de pesos provenientes del suelo catamarqueño.
1. El origen: ¿Por qué una universidad recibe dinero de la minería?
La Ley 14.771 creó YMAD para explotar los yacimientos de oro y plata en el “Pedimento Peirano” (Catamarca). Estableció un reparto de utilidades netas muy específico:
60% para la provincia de Catamarca.
40% para la UNT, con una condición: ese porcentaje era para construir su “Ciudad Universitaria”. Una vez terminada la obra, el beneficio de la UNT debía bajar al 20%, y el otro 20% restante distribuirse entre todas las universidades nacionales del país.
2. El conflicto: El acta de 2008 y las causas judiciales
En 2008, las autoridades de la UNT de aquel entonces declararon la obra “terminada” y aceptaron reducir su parte al 20% para tener libre disponibilidad del dinero (sin tener que rendir cuentas por obras).
Esto desató un escándalo: la Ciudad Universitaria estaba lejos de terminarse y los fondos recibidos hasta entonces fueron objeto de denuncias por administración fraudulenta, sobreprecios y colocaciones financieras irregulares. La justicia federal procesó a ex directivos, y Catamarca comenzó a reclamar un mayor control sobre la empresa.
3. El escenario 2026: La “deuda” de los 135.000 metros cuadrados
Tras años de litigio, el nuevo acuerdo ratificado para este año redefine la “deuda” de YMAD con la UNT no en pesos, sino en ladrillos. Se determinó que para considerar finalizada la Ciudad Universitaria, resta construir el equivalente a 135.000 m² de infraestructura moderna.
Las cifras del impacto económico:
Monto estimado: Considerando un costo de construcción de USD 2.000 por m², la inversión necesaria asciende a unos $405.000 millones de pesos.
Comparación: Para tomar dimensión, esta cifra supera en un 15% todo el presupuesto de obra pública que la provincia de Catamarca tiene previsto para 2026 ($351.317 millones).
Origen de los fondos: El dinero sale principalmente de la operación propia de Farallón Negro y de las utilidades que generan las asociaciones con empresas privadas en el área de reserva.
4. ¿Qué cambia a partir de ahora? (Control y Auditoría)
A diferencia del pasado, el flujo de dinero para la UNT en 2026 tiene “candados”:
Restitución condicionada: La UNT vuelve a percibir el 40% de las utilidades, pero solo podrá aplicarlos a planes de obra auditables y aprobados por el directorio de YMAD.
Fondo de Garantía: Se retiene un 8% de los fondos de la universidad para cubrir eventuales juicios, protegiendo el patrimonio de la empresa y de la provincia.
El “Vencimiento” del beneficio: Una vez que se certifique la construcción de los 135.000 m², la UNT pasará definitivamente al 20% de participación, permitiendo que el sistema universitario nacional empiece a percibir su parte por primera vez en la historia.
Conclusión: Una nueva gobernanza
Con el Estado Nacional fuera del directorio desde enero de 2026, YMAD queda bajo control mayoritario de Catamarca (que tiene la presidencia y 3 de los 5 directores). El desafío para la gestión actual será garantizar que cada gramo de oro extraído se convierta efectivamente en infraestructura educativa verificable, cerrando una herida de casi 70 años de promesas incumplidas.
El Brent terminó cerca de los USD 64 por barril y el WTI alrededor de los USD 59. Ambos crudos mostraron variaciones diarias y un comportamiento irregular a lo largo del mes.
Los precios internacionales del petróleo finalizaron la última semana con valores similares a los registrados a comienzos de enero, en un escenario marcado por oscilaciones diarias y señales mixtas en el mercado. El viernes 16 de enero, el crudo Brent, referencia para Europa, cerró en torno a los 64,13 dólares por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), de referencia en Estados Unidos, se ubicó cerca de los 59,13 dólares.
Durante la semana, el Brent alcanzó picos levemente superiores a los 65 dólares por barril, aunque también registró jornadas de retroceso. En el balance diario del viernes, el crudo europeo mostró una leve suba respecto de la rueda previa, reflejando una dinámica de ajustes constantes sin una tendencia definida en el corto plazo.
El WTI, en tanto, presentó una mayor volatilidad. Si bien el promedio de enero se mantuvo en torno a los 58,6 dólares por barril, el precio experimentó bajas significativas en algunas ruedas, incluido el cierre del viernes, cuando registró una caída diaria superior al 4%. A lo largo del mes, el crudo estadounidense se movió mayormente dentro de un rango acotado, entre los 58 y 60 dólares.
Datos de mercado indican que, si bien los precios del petróleo se ubicaron en niveles similares o levemente superiores a los de diciembre, el comportamiento de enero estuvo atravesado por fluctuaciones permanentes, sin una dirección clara y sostenida. Analistas coinciden en que esta dinámica responde a factores de corto plazo que impactan sobre la oferta y la demanda global.
En este contexto, el mercado petrolero continúa mostrando cautela, con valores que se mantienen relativamente estables pero sensibles a los cambios en el escenario económico y energético internacional.
El crecimiento sostenido que viene generando el desarrollo de grandes obras estratégicas en torno a la industria y la energía, con foco en Vaca Muerta, activa que firmas con fuerte presencia regional, como Diesel Lange, busquen fortalecer su estructura para estar a tono con un contexto dinámico.
Es por eso que activaron la búsqueda de un/a vendedor/a de equipos de construcción para su operación en la zona, un perfil comercial con experiencia en la venta de maquinaria, orientación al cliente y capacidad para generar relaciones de largo plazo.
Con una flota que se renueva y crece de la mano de esta concesionaria oficial de la reconocida a nivel internacional John Deere, Diesel Lange ya logró posicionarse con una trayectoria consolidada y una red de sucursales que acompañan el desarrollo productivo.
Así, se convirtieron en un socio estratégico para el sector, que espera sumar a un nuevo integrante, que tendrá como responsabilidad la gestión integral del proceso de ventas, la prospección y desarrollo de nuevos clientes, el asesoramiento técnico-comercial sobre equipos John Deere, la elaboración de cotizaciones y el seguimiento de las operaciones.
Para una rutina full-time y presencial, apuntan a postulantes graduados, como mínimo con título de tecnicatura y que ya cuenten con experiencia en puestos similares, con conocimiento en retroexcavadoras, palas cargadoras, motoniveladoras, excavadoras, topadores, entre otros, además de actitud proactiva y orientada al logro de resultados. Se valorarán además, las habilidades de negociación y la disponibilidad para viajar.
Conscientes de la importancia de cumplir con las necesidades de sus clientes en la búsqueda de soluciones, apuntan a ofrecerles una atención integral que les permita fidelizar y ampliar las cuentas claves
El Ministerio de Energía lanzó una fuerte apuesta por el Mar del Norte, el Mar de Noruega y el Ártico. Con un “libro blanco” en marcha para 2027, Oslo busca sostener su rol como principal proveedor de gas de Europa ante la caída de las inversiones.
Noruega ha reafirmado su decisión de consolidarse como el garante energético de Europa. En una medida clave para el futuro de su plataforma continental, el Ministerio de Energía adjudicó participaciones en 57 licencias de exploración de petróleo y gas a un total de 19 empresas. La adjudicación, parte de la ronda anual APA (Áreas Predefinidas), se produce en un momento de tensión entre la necesidad de sostener los ingresos fiscales y el declive natural de sus campos maduros.
“La industria del petróleo y el gas debe desarrollarse, no eliminarse gradualmente”, sostuvo el primer ministro Jonas Gahr Støre. Esta visión se materializará en un documento estratégico -un libro blanco- que el Gobierno enviará al Parlamento en 2027 para fijar las bases de la política energética de la próxima década.
Más de un millón de usuarios perdieron el servicio en los apagones masivos de diciembre y enero.
“Lo que dejan en evidencia estos dos últimos apagones es que el volumen de corte está absolutamente desproporcionado con el nivel de las fallas registradas«: en esos términos describió un alto directivo del sector eléctrico el estado de la red de transporte y distribución de energía en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
La fragilidad del sistema quedó expuesta en los dos últimos apagones de Edesur y Edenor registrados de los últimos 15 días. «Se ven afectados muchos más usuarios de los que deberían si la infraestructura fuese la indicada. Es como bajar por una escalera sin baranda, te caes desde cualquier escalón y te vas directo al piso”, ejemplificó.
En ambos casos, las fallas se registraron en estaciones transformadoras de cabecera de media y baja tensión de las dos distribuidoras.
Cortes de luz de Edenor y Edesur y la falta de inversión
“La falla de este jueves en Edenor fue compleja, pero no te puede llevar puesto 3.300 MW de demanda”, remarcó otro directivo del sector. De fondo, lo que queda en evidencia es la falta de inversión en infraestructura de transporte y distribución como resultado de los congelamientos y atrasos tarifarios en lo que incurrieron de manera casi permanente los gobiernos kirchneristas en los últimos 25 años.
Sólo en escasos períodos durante el primer cuarto de siglo las tarifas alcanzaron a cubrir los costos de operación y expansión del sistema. La norma fue el atraso del valor de la energía que pagan los usuarios, lo que derivó en la imposibilidad de poder cubrir los planes de inversión presentados por los privados.
Por eso, en la actualidad quedan en evidencia las consecuencias de operar sistemas de transmisión y distribución que durante el pico de consumo lo hacen al máximo de su capacidad; a diferencia de lo que sucede en países desarrollados, que incluso en momentos de mucho consumo cuentan con líneas de media y baja tensión de respaldo para diversificar el despacho y no depender de una sola ruta como sucede en la Argentina.
Si se complica una línea, los sistemas N-1 o N-2 de mercados más robustos cuentan con alternativas para encapsular y neutralizar problemas de carga que se registran en la red. Nada de eso sucede en la Argentina, que opera al límite, sin back up en los días de alto consumo de energía.
Sistema de consumo de respaldo insuficiente
En el país no se construyen líneas de alta tensión desde hace años. En el AMBA, donde se consume casi el 50% de la energía de la Argentina, la operación es crítica, sobre todo en días de pico de demanda por altas temperaturas.
En los hechos, la falta de compensación ante un inconveniente o perturbación en el sistema provoca que no se pueda abastecer a la demanda afectada a través de otras líneas ysubestaciones alternativas.
La red eléctrica argentina no funciona como N-1 (N menos uno), lo que en la jerga se conoce a un sistema que opera de manera óptima y confiable porque cuenta con un sistema igual al máximo de consumo de respaldo. Un sistema N-1 implica que una infraestructura energética cuenta con una capacidad que soporta una falla de un elemento clave y puede ser compensada por el mismo sistema.
Existen en el mundo sistemas que operan en N-2 o N-3, como las empresas Hydro-Québec en Canadá y Électricité de France (EDF) de Francia, que son ejemplos mundiales en confiabilidad en la operación que están diseñados para poder absorber más de una falla significativa sin interrumpir masivamente a los usuarios.
Al no poder compensar una falla, el sistema eléctrico argentino termina generando un corte significativo en la demanda. Una fuente del sector consultada por EconoJournal señaló que “la Argentina no funciona como N-1. Sólo es N-1 en condición de baja demanda. En días de mucho calor como el de este jueves el sistema opera al límite”.
La Estación Transformadora Morón de Edenor cubre una demanda de 1.150 MW en líneas de 220 kV, pero la falla de este jueves terminó provocando un colapso en el sistema. Según fuentes oficiales se perdieron un total de 3.100 MW del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) con impacto también sobre el segmento de generación de Buenos Aires.
Las fallas se registraron en la conexión del sistema de transporte y las redes de distribución eléctrica de Edenor y Edesur.
AMBA I: la obra que buscaría revertir la situación
Es una obra crítica para todo el segmento de transmisión eléctrica que refuerza el anillo del AMBA. Contempla la construcción de 500 kilómetros de línea de alta tensión y otras obras adyacentes de líneas de 220 kV en las áreas de las distribuidoras Edenor y Edesur. El diseño original fue presentado en 2020 durante el gobierno de Alberto Fernández, que no avanzó más allá del anuncio. También está prevista la obra de AMBA II, que refuerza el sistema del conurbano cerca de General Rodríguez.
El gobierno de Javier Milei está trabajando en un esquema de ampliación general del sistema de transporte eléctrico y en particular tiene prioridad la obra AMBA I. Sin embargo, todavía no definió el instrumento para poder concretar la obra.
A fines de 2024 el Poder Ejecutivo intentó avanzar mediante la creación de un cargo fijo en las facturas de electricidad para toda la demanda del país, pero esa opción no prosperó. En el tercer año del gobierno de Milei, la Secretaría de Energía podría avanzar en un esquema de concesión privada.
Luis Lucero optó por un enfoque pragmático: reconocer los límites históricos de la Argentina, pero también marcar un punto de inflexión
En un foro internacional dominado por la transición energética, la seguridad de abastecimiento y la competencia por capital minero, el Future Minerals Forum realizado en Arabia Saudita, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, optó por un enfoque pragmático: reconocer los límites históricos de la Argentina, pero también marcar un punto de inflexión. “Sabemos que tenemos un largo camino para construir confianza”, afirmó el funcionario, al tiempo que subrayó la decisión política de dejar atrás la volatilidad macroeconómica y reconstruir credibilidad como proveedor confiable de minerales.
Más allá de las definiciones económicas, el mensaje tuvo una lectura claramente estratégica: la minería aparece hoy como uno de los pocos sectores con consenso político transversal, condición indispensable para una industria que requiere plazos largos, grandes inversiones y estabilidad regulatoria. Según explicó Lucero durante una entrevista que le realizaron en el marco del foro internacional impulsado por el Estado saudí, gobernadores, legisladores y actores clave del sistema político argentino coinciden —por primera vez en décadas— en que los recursos minerales deben convertirse en un pilar del desarrollo nacional.
En ese marco, el litio se consolida como el activo más avanzado del portafolio argentino. La coordinación entre Salta, Jujuy y Catamarca, a través de la Mesa del Litio, fue presentada como una señal institucional relevante hacia los mercados: provincias de distinto signo político, articuladas entre sí y con el gobierno nacional, en un esquema que facilita inversiones y reduce incertidumbre.
Lucero recordó que en los últimos dieciséis meses se pusieron en marcha cuatro operaciones y proyectó que hacia 2035 la producción podría alcanzar las 650.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente, posicionando al país como un actor de peso en el abastecimiento global. Pero el énfasis no estuvo solo en los volúmenes, sino en el impacto territorial: empleo formal, salarios competitivos, desarrollo de proveedores y una relación más fluida con las comunidades locales.
El cobre, en cambio, representa el gran desafío de la próxima etapa. Con siete u ocho proyectos de clase mundial distribuidos en distintas provincias, el punto crítico —según el secretario— será la entrada en producción del primer desarrollo. La reactivación de Bajo de la Alumbrera por parte de Glencore fue leída en esa clave: más que por su escala, por la señal que envía al mercado sobre la decisión de volver a producir cobre en la Argentina. A partir de ese hito, sostuvo, el resto de los proyectos tenderá a acelerarse.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue otro de los ejes del discurso. Su aprobación con amplio respaldo parlamentario fue presentada como una muestra adicional del consenso político en torno a la minería, identificada desde el inicio como uno de los sectores estratégicos del esquema.
Sin embargo, el mensaje evitó cualquier tono triunfalista. La infraestructura sigue siendo el principal cuello de botella, luego de más de veinte años de desinversión, en un país extenso y con regiones áridas donde el acceso al agua, la energía y la logística es determinante. El horizonte temporal —2035— aparece así como una referencia realista: el plazo necesario para transformar potencial geológico en producción efectiva.
PDAC: del discurso a la agenda concreta
Ese mismo enfoque —menos promesas y más consistencia— es el que empieza a delinear la agenda argentina rumbo al PDAC 2026. En un entorno donde la información circula rápido pero con alto nivel de ruido, la articulación sectorial se vuelve una ventaja competitiva frente a los anuncios aislados.
En ese punto se inscribe la experiencia del Argentina Mining Pavilion, impulsado por Argentina Mining, que busca consolidarse no como un stand más, sino como una plataforma organizada para concentrar actores, ordenar agendas y facilitar el diálogo técnico entre empresas, inversores, proveedores y decisores internacionales. La continuidad y profesionalización de esa presencia son leídas por los mercados como señales de madurez institucional, especialmente valiosas en un ciclo donde cada decisión de capital es evaluada con mayor detalle.
El PDAC vuelve así a funcionar como un espacio de calibración: allí se comparan países, proyectos y marcos regulatorios en tiempo real. En ese escenario, la Argentina tiene la oportunidad de mostrar no solo la magnitud de sus recursos, sino su capacidad de traducirlos en desarrollo concreto. Esa diferencia —más que cualquier eslogan— es la que puede definir qué proyectos avanzan y cuáles quedan, una vez más, en el terreno de las promesas.
Para oportunidades de participación en el Argentina Mining Pavilion – PDAC 2026: pdac@argentinamining.com | +54 9 261 535 4504
La propuesta de Rovella Capital a YPF para quedarse con Manantiales Behr fue de US$ 575 millones.
YPF firmó el convenio de cesión del área convencional Manantiales Behr, su principal campo en la provincia de Chubut, a la empresa Rovella Capital por un monto de US$ 575 millones. Además, la compañía con mayoría estatal anunció la cesión del clúster Malargüe en Mendoza.
La rúbrica de los contratos se realizó este viernes y forman parte del Proyecto Andes, la estrategia de optimización del portafolio de activos convencionales de YPF para focalizar sus inversiones en Vaca Muerta.
Manantiales Behr
El acuerdo de cesión del 100% para la explotación del campo convencional Manantiales Behr se firmó con Limay Energía, perteneciente al Grupo Rovella Capital, la constructora creada por Mario Rovella.
En el proceso de cesión, el grupo se impuso a las propuestas de otras compañías como Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, y Capsa, candidatos naturales para quedarse con Manantiales Behr. Y también a la del Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas, y CGC.
Al cierre del tercer trimestre de 2025, Manantiales Behr tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles diarios de petróleo (kbbl/d) y 0,5 millones de metros cúbicos (m3/d) de gas natural.
Además, el acuerdo incluye la concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos El Trébol – Caleta Córdova, Km. 9 – Caleta Córdova, y Manantiales Behr – Cañadón Perdido en Chubut y la venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20, según difundió YPF en un hecho relevante ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).
YPF aclaró que, de los US$ 575 millones por Manantiales Behr, “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”. En tanto, la cesión del clúster Malargüe fue suscripto con la empresa Venoil.
“Ambos procesos quedan sujetos a la aprobación de las autoridades provinciales y, una vez cumplido ese paso, las nuevas operadoras asumirán el control de los bloques”, indicó YPF.
Proyecto Andes
Estas operaciones forman parte de la ronda lanzada en julio del año pasado del Proyecto Andes, liderado por el Banco Santander. Como parte del mismo plan, YPF ya completó el proceso de cesión definitivo de sus siete áreas convencionales en Tierra del Fuego a la empresa provincial Terra Ignis.
“El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031”, indicó la compañía.
En la continuidad del Plan Andes, YPF firmó los convenios de cesión del clúster Malargüe, en Mendoza, y del área Manantiales Behr, en Chubut, como parte de su estrategia de optimización del portafolio de activos convencionales.
El acuerdo por el clúster Malargüe fue suscripto con Venoil S.A., mientras que el de Manantiales Behr se firmó con Limay Energía S.A, perteneciente al Grupo Rovella Capital. Ambos procesos quedan sujetos a la aprobación de las autoridades provinciales y, una vez cumplido ese paso, las nuevas operadoras asumirán el control de los bloques.
Estas operaciones forman parte de la ronda lanzada en julio de 2025 del Proyecto Andes, liderado por el Banco Santander. En esta misma línea, YPF ya completó el proceso de cesión definitivo de sus 7 áreas convencionales en Tierra del Fuego a la empresa provincial Terra Ignis.
El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031.
La iniciativa de formación propone una inmersión integral en el negocio durante nueve meses,
YPF puso en marcha el proceso de selección para una nueva edición de su Programa Jóvenes Profesionales, tras contabilizar más de 7.000 inscripciones en los primeros siete días desde la apertura de la convocatoria. La búsqueda de la compañía busca cubrir la demanda de perfiles especializados para sus proyectos de infraestructura y producción.
La estructura de la iniciativa de formación propone una inmersión integral en el negocio durante un periodo de nueve meses. A lo largo de este tiempo, los seleccionados participarán en un esquema que combina el entrenamiento en campo y oficina con la participación activa en proyectos de innovación.
El programa fomenta que los profesionales de amplia trayectoria interactúen con las nuevas generaciones, una dinámica que busca potenciar la transferencia de conocimiento técnico y la visión transversal de toda la cadena de valor de la compañía con la generación de empleo de calidad en los distintos segmentos de la industria del gas y el petróleo.
Florencia Tiscornia, vicepresidenta de Personas y Cultura de YPF, explicó que el propósito es doble: «Por un lado, fortalecer el semillero interno con talento joven que se potencia y se nutre con nuestros profesionales y técnicos de extenso recorrido en la industria, y, por otro, formar a quienes tendrán la responsabilidad de liderar la industria a mediano plazo«.
Requisitos de postulación para los jóvenes profesionales
En cuanto a los requisitos técnicos, la búsqueda se focaliza en graduados recientes de las carreras de Ingeniería en Petróleo, Química, Industrial, Mecánica, Electromecánica, Civil y Electrónica, y carreras en Geociencias, Ciencias Económicas, Comercialización y Tecnología.
La postulación continúa vigente a través de las plataformas digitales de YPF
Los aspirantes deben tener entre 22 y 28 años, contar con un nivel de inglés intermedio o avanzado y demostrar un rendimiento académico sólido. Además, la propuesta requiere disponibilidad para la relocalización en puntos clave de la operación como Neuquén, Mendoza y Buenos Aires.
El proceso de evaluación se caracteriza por su rigurosidad, dividido en múltiples etapas que comienzan con la inscripción digital y continúan con exámenes de razonamiento e idiomas. Posteriormente, los candidatos atraviesan dinámicas grupales y un diagnóstico de competencias, ya sea de forma presencial o virtual.
La fase final consiste en entrevistas personales con los líderes de las distintas áreas operativas y los exámenes médicos de rigor antes del ingreso formal a la compañía. La postulación continúa vigente a través de las plataformas digitales de YPF, donde se centraliza la recepción de perfiles para las diferentes regiones operativas.
Destilería Argentina de Petróleo S.A. (DAPSA), empresa perteneciente al holding Sociedad Comercial del Plata, anunció hoy la firma de un acuerdo estratégico con la norteamericana Chevron, para la Comercialización de Combustibles en la Región.
Este acuerdo marca el inicio formal de una relación estratégica entre ambas compañías, orientada a impulsar el crecimiento de DAPSA asociado a la comercialización de commodities de Chevron en la Región. El acuerdo también establece expresamente que las partes evaluarán áreas adicionales de integración en el negocio, incluyendo la expansión de la logística del abastecimiento de DAPSA
Asimismo, el acuerdo contempla condiciones comerciales especialmente diseñadas para permitir que DAPSA incremente su presencia en los mercados regionales mediante una propuesta de valor altamente competitiva con combustibles de la mejor calidad.
Para DAPSA “este desarrollo estratégico se orienta a fortalecer nuestro modelo local replicándolo a nivel regional. Para ello es necesario sumar nuevos operadores en los países vecinos que compartan nuestros valores y vocación para trabajar juntos, aprovechando sinergias como verdaderos socios estratégicos, acelerando la expansión del proyecto y permitiéndonos plasmar el enorme potencial que supone la alianza estratégica que hemos construido con Chevron”.
Con más de 50 años de experiencia, DAPSA opera una red de aproximadamente 200 estaciones de servicio en todo el país y posee una terminal portuaria en Dock Sud con más de 140.000 metros cúbicos de capacidad de almacenamiento, interconectada por oleoductos con las principales refinerías y terminales portuarias de la región. Además, la compañía concentra aproximadamente el 10% de la producción local de lubricantes y el 60% del mercado de grasas lubricantes.
DAPSA también se encargó de aclarar que, además de este nuevo desarrollo estratégico, continuará comercializando productos de origen local a través de su red de estaciones de servicio en Argentina, asegurando la continuidad de su oferta comercial actual.
Para DAPSA el acuerdo supone un hito clave en su estrategia de regionalización, que le permitirá trascender las fronteras y expandir su red de estaciones de servicio al resto de los países de la región. Fuentes de la empresa indicaron que “si bien no hay precisiones está contemplada la posibilidad de un rebranding de la red unificando la totalidad de sus desarrollos de estaciones de servicio en la región bajo una misma bandera”.
Finalmente, respecto de las implicancias futuras del acuerdo, fuentes de DAPSA manifestaron que “por razones estratégicas y la confidencialidad propia de este tipo de acuerdos, todavía no es posible develar la totalidad de los detalles de la operación, pero estamos muy entusiasmados con este nuevo escenario y las grandes oportunidades que supone un acuerdo de esta magnitud. Ya estamos trabajando intensamente para avanzar progresivamente sumando socios estratégicos regionales y seguir creciendo de manera sostenida, impulsando el desarrollo de nuestros operadores a otro nivel pero sosteniendo siempre la confiabilidad, cercanía con el operador y transparencia que son los valores diferenciales que nos han acompañado a lo largo de nuestra trayectoria”
El convenio establece un marco de cooperación que permitirá evaluar nuevas áreas de integración en el negocio energético
Destilería Argentina de Petróleo S.A. (DAPSA), empresa del holding Sociedad Comercial del Plata S.A., firmó un acuerdo estratégico con Chevron Products Company, división de Chevron U.S.A. Inc., para la comercialización de combustibles en la región.
El entendimiento marca el inicio formal de una relación orientada a potenciar el crecimiento de la compañía argentina a partir del acceso a los commodities y la red comercial de la petrolera estadounidense.
El acuerdo
Según informaron las compañías, el convenio establece un marco de cooperación que permitirá evaluar nuevas áreas de integración en el negocio energético.
Entre los ejes a analizar se destaca la posible expansión de la logística de abastecimiento de DAPSA, con el objetivo de fortalecer su capacidad operativa y su presencia en los mercados regionales.
Alianza estratégica
El acuerdo también contempla condiciones comerciales diseñadas para que DAPSA pueda ampliar su participación en la región mediante una propuesta de valor más competitiva.
La estrategia apunta a diversificar el portafolio de productos y servicios, al tiempo que se refuerza la oferta destinada a clientes mayoristas y a la red de estaciones de servicio, según informaron.
Desde la compañía aclararon que, más allá de este nuevo desarrollo estratégico con Chevron, DAPSA continuará comercializando productos de origen local en su red de estaciones en la Argentina, garantizando la continuidad de su operación y de su esquema comercial actual.
Operación
DAPSA opera cerca de 200 estaciones de servicio en todo el país y cuenta con una terminal portuaria en Dock Sud con una capacidad de almacenamiento superior a los 140.000 metros cúbicos. Esa infraestructura está interconectada por oleoductos con las principales refinerías y terminales portuarias de la región, lo que le permite abastecer tanto al mercado interno como a clientes regionales.
Además, la compañía concentra aproximadamente el 10% de la producción local de lubricantes y alrededor del 60% del mercado de grasas lubricantes, una posición que busca fortalecer a partir de esta alianza con Chevron.
El acuerdo se enmarca en la estrategia de regionalización de DAPSA, que tiene como objetivo ampliar su huella comercial más allá del mercado argentino y consolidarse como un actor relevante en la cadena de suministro de combustibles y productos derivados en el Cono Sur, detallaron.
La firma argentina Dosbio desarrolla un modelo de economía circular mediante la transformación de pasivos ambientales en activos energéticos de alto valor. Con acuerdos técnicos en Entre Ríos para procesar residuos avícolas y un primer proyecto de generación térmica en Santa Fe, a partir de biogás, la compañía escala su tecnología patentada de biofertilizantes hacia el mercado europeo, posicionando al país como un nuevo actor en la producción de moléculas verdes.
La empresa, nacida en 2015 y liderada por su CEO, Juan Khouri, , se apoya en el desarrollo de los que denomina “yacimientos bioenergéticos” en provincias como Entre Ríos, Santa Fe y Buenos Aires. A través del aprovechamiento de Biogás, Biometano, BioGNL, BioGNC y BioCO₂, la firma busca dar una solución ambiental definitiva a los residuos orgánicos mientras sustituye el uso de energías fósiles y cubrir la demanda de gas con fuente no fósil.
En este sentido, la cooperación tecnológica con el gobierno entrerriano representa un hito relevante, ya que “apunta a evaluar la factibilidad económica de transformar el guano aviar y la cama de pollo en energía renovable, resolviendo un problema recurrente para los municipios y productores locales”, explicó Khouri a EconoJournal.
Un proyecto de expansión que aspira al RIGI
Este plan contempla una inversión estimada de US$200 millones, para la instalación de dos plantas de biogás situadas estratégicamente cerca de los centros productivos de la zona de Crespo y San José. El proyecto técnico prevé alcanzar una escala de 300.000 m³ diarios de biometano en un plazo de ocho años, aprovechando el marco normativo del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Una parte de este combustible se inyectará en los gasoductos de distribución, mientras que el excedente se someterá a un proceso de licuefacción para su exportación como BioGNL. Khouri destacó que el potencial de generación de bioenergia en Entre Ríos es tan significativo que iguala en términos de volumen de gas a yacimientos convencionales de la talla de Manantiales Behr, en la provincia de Chubut.
Al respecto, resultó fundamental la firma durante el 2026 de dos importantes documentos: Un MOU con la provincia de Entre Ríos para colaborar en soluciones bioenergéticas y de sustentabilidad, y un convenio con el Municipio de Crespo, para la puesta en funcionamiento de un biodigestor a principios de 2026, mientras se realizan los estudios de prefactibilidad para el proyecto de escala.
Simultáneamente, la expansión hacia la provincia de Santa Fe refuerza esta red con la construcción de una central térmica de biogás que funcionará como plataforma para un proyecto piloto de derivados de hidrógeno verde. Esta iniciativa se vincula con la internacionalización de la firma a través de su filial Dosbio GmbH en Alemania.
Patente global y planta piloto en Alemania
Verónica Tito, socia de Dosbio y Directora de Asuntos Legales y Corporativos, destacó que la empresa obtuvo en 2024 una patente global para la solidificación de efluentes líquidos y su conversión en biofertilizantes multinutrientes, y gracias al vínculo con la Cámara de Industria y Comercio de Alemania en la Argentina – AHK, este desarrollo fue presentado en la feria Euroter Energy.
A partir de ahí surgió la oportunidad de dar inicio a un proyecto piloto en Alemania y crear la empresa Dosbio Gmbh, lo cual permitió cerrar los primeros acuerdos de comercialización en Hamburgo para distribuir el producto en la Comunidad Europea.
En la Argentina, esta estrategia de desarrollo permite que la existencia de las plantas de biogás no dependa exclusivamente de los contratos de compra energía eléctrica con Cammesa, cuyos valores suelen ser elevados para el sector privado, sino que se sustenten en la industrialización de subproductos de alta demanda global.
Marcelo Cerutti, intendente de Crepo, y Juan Khouri, CEO de Dosbio.
El desafío es mostrar al mercado la posibilidad de producir bioenergías a precios competitivos, atractivo para sectores que requieren descarbonización como el transporte pesado, el transporte marítimo y grandes industrias cuyos productos se exportan principalmente al mercado europeo y serán cada vez más objeto del mecanismo de ajuste en frontera, señaló Verónica Tito.
Y añadió que el marco regulatorio habilitante para la inyección de biometano en las redes de gas natural está vigente en el país a través de la NAG 602, y Dosbio se propone ser pionero en el despliegue de estas energías de suma relevancia para la diversificación de la matriz energética en el marco de la transición.
Mientras el mercado del hidrógeno verde aún se encuentra en fase de consolidación, los derivados biogénicos ya representan una realidad comercial en Europa, especialmente en naciones como Alemania, Francia, Dinamarca y Países Bajos. En vista de las posibilidad que refleja el sector resta definir, como desafío de expansión, la posibilidad de generar una plataforma de trazabilidad que permita verificar el origen del combustible y usar sus atributos de bajas emisiones en las huellas de carbono de quienes adquieran dichos certificados.
De esta manera, Dosbio utiliza la innovación tecnológica para dinamizar las economías regionales, disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero y ofrecer soluciones de abastecimiento energético a pequeñas localidades, transformando un desafío ambiental en una oportunidad de exportación de tecnología y descarbonización argentina.
El Gobierno Nacional, a través de la resolución 13/2026 de la Secretaría de Energía (en la órbita de Economía), definió nuevos bloques de consumo de electricidad con subsidio para los meses de altas temperaturas en provincias del Noroeste (NOA) y del Noreste argentino (NEA). Ello, mientras articula el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que viene a sustituir al esquema tarifario según tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3), por otro mas acotado a dos categorías: Con y Sin subsidio estatal, en procura de una mayor reducción.
La medida ahora dispuesta y oficializada se apoya en la clasificación climática de la norma IRAM 11603, que identifica zonas “muy cálidas” y “cálidas” en gran parte del norte argentino. Sobre esa base, se eleva el tope de consumo con subsidio en los meses de mayor calor, es decir diciembre, enero y febrero:
En las zonas muy cálidas del NOA y NEA, el bloque subsidiado pasa de 300 kWh a 550 kWh mensuales.
En las zonas cálidas, el bloque se fija en 370 kWh mensuales.
En el resto del país, el bloque de verano se mantiene en 300 kWh mensuales.
Asimismo, en mayo, junio, julio y agosto el bloque subsidiado será de 300 kWh mensuales en todo el país.
Y en marzo, abril, setiembre, octubre y noviembre el bloque subsidiado baja a 150 kWh mensuales en todo el país.
La Resolución 13/2026 estableció que “el nuevo régimen de subsidios SEF tendrá impacto en las facturas de los usuarios de electricidad, gas natural y gas propano indiluído por redes, a partir de la fecha de publicación de la medida y de la fecha de publicación de las resoluciones de esta Secretaría correspondientes a los precios mayoristas de la energía (PEST, Precio Anualizado Uniforme y precio de gas propano redes) sobre los cuales aplicará el SEF, la que resulte posterior en cada caso”. Se estima que será en Febrero.
Energía describió para el subsidio de bloques ahora definido en electricidad que “el objetivo es reconocer la realidad climática y las mayores necesidades de uso de ventiladores y aires acondicionados en las provincias del norte, donde además hay menor acceso al gas por redes y la electricidad es el principal recurso para refrigerar los hogares”.
“De este modo, el SEF mantiene la lógica de topes y estacionalidad del subsidio, pero introduce un criterio de equidad territorial, para que los hogares vulnerables del NOA y NEA cuenten con un bloque de consumo subsidiado acorde a su nivel de exigencia térmica”, indicó la cartera a cargo de María Tettamanti.
Y se afirmó que “esta decisión recoge los planteos realizados por provincias, entes reguladores y defensorías del pueblo durante la Consulta Pública del nuevo esquema de subsidios, y refuerza el objetivo central del SEF: focalizar la ayuda del Estado en quienes realmente la necesitan en todo el país”.
Subsecretaría y transición
A través de la R-13/2026 Energía instruyó a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, a cargo de Antonio Milanese, para que asuma la gestión operativa del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) creado por el Decreto 943/2025.
Administrará el padrón de beneficiarios y los mecanismos de inscripción, consulta y revisión, aplicando los criterios de inclusión y exclusión según los indicadores de exteriorización patrimonial del usuario.
En el artículo 3 de la misma Resolución se determina “la correspondencia” entre los bloques de consumo base para las distintas categorías de usuarios gas natural fijados en la Resolución 686/2022 y las categorías de usuarios de gas propano indiluido por redes.
Esta Subsecretaría podrá “actualizar los parámetros técnicos vinculados a consumos base, estacionalidad y zonificación bioambiental, sobre la base de evidencia objetiva y criterios técnicos fundados”. También, “proponer ajustes en las bonificaciones, conforme a evaluaciones periódicas de impacto fiscal, social y energético”, señala la R-13/26.
Asimismo, se la instruye para “implementar y administrar los cruces de información para verificar lo declarado por los solicitantes del régimen de subsidio SEF, mediante el acceso e intercambio de datos con bases administradas por otros organismos públicos, en particular la ANSES, la Agencia de Recaudación ARCA, y el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social SINTyS, en el marco del consentimiento prestado por los solicitantes y lo dispuesto por la Ley 25.326 de Protección de los Datos Personales”.
La ANSES “deberá colaborar”, mediante la provisión y verificación de información destinada a identificar la composición de los hogares y de sus integrantes, conforme a los criterios utilizados por dicho organismo para la identificación de vínculos familiares y convivenciales, en el marco de sus competencias, puntualiza la Resolución.
El articulado de la R-13/26 señala además que el ENARGAS y al ENRE, hasta que se encuentre en funciones el Ente unificado ENRGE, y aquellos entes de jurisdicción provincial que adhieran al régimen de SEF, deben instruir a las prestadoras de su jurisdicción para que “remitan a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético la información relativa a los consumos efectivamente subsidiados y facturados de los usuarios beneficiarios del citado régimen”.
También instruye a la Subsecretaría para que, “con la colaboración de la ANSES, dentro de un plazo de 6 meses contados a partir de la fecha de publicación de la R-13/26, realice todas las adecuaciones necesarias para la migración de los beneficiarios y de los beneficios del Programa HOGAR (garrafas de GLP) al régimen de Subsidios SEF, incluyendo la determinación del consumo base indispensable medido en cantidad de garrafas de DIEZ (10) kilos por mes o por período estacional y por hogar”.
Dicha cartera deberá determinar e instrumentar la forma en que se efectivizará la asignación de los beneficios a los usuarios de garrafas de gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos, incluyendo la firma de acuerdos con entidades financieras, billeteras digitales interoperables y otros proveedores de servicios de pago, para la implementación de los beneficios a través de mecanismos de descuento o reembolso.
En la misma fecha de inicio de la aplicación del SEF a los servicios de gas natural y gas propano por redes, cesará la aplicación de los beneficios derivados del programa conocido como “Tarifa Social Federal de Gas”.
En medio de las elevadas temperaturas, al menos cuatro millones de personas quedaron sin luz este jueves por la tarde en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Esto se debió a una falla técnica en la subestación eléctrica Morón, de la distribuidora Edenor, que provocó la desconexión de cuatro líneas de alta tensión.
La demanda eléctrica en el Gran Buenos Aires cayó 32% en cuestión de minutos, de 10.262 a 6.951 MW, según informó la página oficial de Cammesa, la compañía con control estatal encargada del despacho eléctrico.
“La falla en la subestación provocó el desenganche de cuatro líneas de 220 KW entre Morón-Rodríguez, operadas por Edenor, y se perdieron 3.311 MW de energía”, explicaron fuentes oficiales.
Alrededor de un millón de usuarios de Edenor y 200.000 de Edesur quedaron sin luz. Se calcula que, por cada medidor, hay cuatro personas afectadas.
Aproximadamente a las 14:45 se registró una falla en la Subestación Morón, en el nivel de 220 kV, que tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes.
A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico…
Edenor había advertido en sus redes sociales sobre una alerta meteorológica para la tarde de este jueves. “El Servicio Meteorológico Nacional informa alerta amarilla por tormentas para las próximas horas en toda nuestra área de concesión. Se espera abundante caída de agua en cortos periodos e intensa actividad eléctrica”, escribió en X.
Después, en la misma red social, explicó que la falla eléctrica tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes y que, a los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50% de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico normalizado.
“La contingencia comprometió cerca de un tercio de la demanda total de Edenor, con incidencia en el corredor norte y oeste del área de concesión. Inmediatamente, luego de detectada la falla, se activaron los protocolos operativos de reposición del suministro. Dentro de la primera hora, más del 90% de los usuarios inicialmente alcanzados ya se encontraba con el servicio restablecido”, agregó.
Los usuarios de Edesur también se vieron afectados debido a que el sistema de distribución eléctrica está interconectado. “Esta tarde, lamentablemente, se produjo una falla en el sistema de alta tensión de otra distribuidora que, por arrastre, afectó clientes en la zona de Edesur. El servicio se normalizó por etapas y en coordinación con otros actores del sistema”, dijo, por su parte, la distribuidora que brinda el servicio en la zona sur del AMBA.
La página oficial del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE) dejó de funcionar y no hubo información oficial sobre el apagón.
El Gobierno nacional puso en marcha el nuevo sistema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), el cual abarca los servicios de electricidad, gas natural por redes, gas propano y gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas.
Con este sistema, se abandonó la segmentación tarifaria y solo quedaron en pie dos categorías: con subsidios y sin subsidios. Así miles de hogares de clase media serán tratados ahora de la misma manera que aquellos de mayores ingresos y pasarán a pagar la tarifa plena por sus consumos.
Asimismo, el porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el nuevo esquema SEF.
Para la implementación de este régimen, se creó el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que utilizará la información actual del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE).
Los usuarios podrán actualizar sus datos y la composición de su grupo familiar a través de formularios digitales o de forma presencial en las oficinas de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES).
La medida se oficializó mediante la Resolución 13/2026 de la Secretaría de Energía, publicada este viernes en el Boletín Oficial.
En esta norma se instruye a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para que asuma la gestión operativa del padrón de beneficiarios y los mecanismos de inscripción y revisión. El nuevo sistema establece bloques de consumo base para la energía eléctrica.
De forma general, el límite subsidiado será de 300 kWh para los meses de verano (diciembre, enero y febrero) y de invierno (mayo a agosto), y de 150 kWh para el resto del año.
Sin embargo, la normativa contempla consumos base diferenciales para zonas cálidas y muy cálidas, con topes de hasta 370 kWh y 550 kWh respectivamente durante los meses de verano.
En cuanto al gas, se mantienen los bloques de consumo establecidos en normativas previas, incluyendo a los usuarios de gas propano indiluido por redes.
Por otra parte, la Secretaría de Energía dispuso un plazo de seis meses para completar la migración de los beneficiarios del Programa Hogar (garrafas) al nuevo régimen de subsidios focalizados.
El Gobierno prorrogó por 60 días la firma de contratos para el almacenamiento de energía correspondientes al programa “AlmaGBA”, que tiene como objetivo tener reservas para el caso de saturación del sistema.
La medida otorga un periodo adicional de 60 días hábiles para completar la suscripción de los acuerdos necesarios para poner en marcha los proyectos. Esta prórroga rige de forma retroactiva desde el 12 de enero de 2026, según la Resolución 14/2026 de la Secretaría de Energía.
La norma detalla que la decisión responde a pedidos específicos de empresas adjudicatarias que atraviesan procesos de reordenamiento societario o requieren plazos administrativos adicionales.
Hasta la fecha, se han firmado siete contratos que representan una potencia total de 449 megavatios (MW). Con esta extensión, se busca concretar la firma de los cinco contratos restantes, que suman una potencia adjudicada de 264 MW y que aún están pendientes de formalización.
El proyecto AlmaGBA es una convocatoria abierta, tanto nacional como internacional, destinada a celebrar contratos de generación de almacenamiento de energía eléctrica.
El objetivo de este sistema es mejorar la confiabilidad del funcionamiento eléctrico en el Gran Buenos Aires (GBA) y en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Originalmente, el proyecto contemplaba una potencia de 500 MW, pero la Secretaría de Energía decidió ampliarla con 150 MW adicionales debido a los beneficios técnicos y los costos convenientes presentados en las ofertas.
En este esquema, las empresas distribuidoras Edenor y Edesur actúan como compradoras, mientras que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) interviene como garante de pago de última instancia.
En el marco del juicio por la expropiación de YPF, los fondos demandantes presentaron en los tribunales de Nueva York un pedido para que la jueza Loretta Preska declare en desacato a la Argentina, entre otras sanciones.
Los abogados de Petersen y Eton Park, con el respaldo financiero de Burford Capital para el litigio, solicitaron al menos cinco sanciones contra la Argentina por la expropiación de la petrolera que hizo el kirchnerismo en 2012. El país enfrenta una sentencia en contra por US$ 16.100 millones más los intereses acumulados.
Burford elevó ayer un pedido a la jueza para que declare en desacato y sancione a la Argentina por no entregar la documentación requerida en lo que concierne a chats y mails entre funcionarios nacionales. El fondo busca establecer la vinculación entre YPF y el Estado Nacional (alter ego).
“Argentina ha cumplido plena y ampliamente con el proceso de discovery, incluso mediante la entrega de más de 113.000 páginas de documentos y el testimonio de diversos funcionarios del gobierno argentino”, afirmaron fuentes de la Procuración.
Asimismo, agregaron que la moción constituye el intento más reciente del financiador de litigios Burford Capital de “hostigar a la República mediante solicitudes de discovery intrusivas y desproporcionadas”, como parte de lo que su CEO ha manifestado a los inversores que es una estrategia para “poner arena en los engranajes” de la recuperación económica de la Argentina.
Desde la defensa argentina señalaron además que el pedido de sanciones debe leerse en el contexto de los avances recientes logrados por la Argentina en el plano judicial, que han deteriorado la posición procesal de Burford.
Entre esos antecedentes, mencionaron la audiencia de apelación de la sentencia condenatoria por US$16.000 millones, que derivó en una caída superior al 20% en el valor de las acciones del fondo, el stay otorgado por la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito sobre la orden de entrega de las acciones de YPF, el respaldo expreso de Estados Unidos, Israel y más de una decena de países y organizaciones internacionales, y el rechazo del reconocimiento de la sentencia en la justicia irlandesa.
“Ante este escenario, a Burford se le van limitando las herramientas procesales para mejorar su posición y recurre ahora a un planteo de desacato, aun cuando la Argentina está cumpliendo con el discovery”, señalaron las fuentes.
“Se trata de una estrategia de hostigamiento para presionar al país y forzar una negociación desde una posición que ya no tiene”, destacaron.
Más allá de esta presentación del fondo Burford, desde la Procuración indicaron que Argentina “continuará cumpliendo con el proceso de discovery siempre dentro de lo permitido por la Constitución y las leyes argentinas, mientras la Cámara de Apelaciones de los Estados Unidos para el Segundo
Circuito analiza las apelaciones interpuestas contra las órdenes sin precedentes dictadas por el Tribunal de Distrito en este caso”.
El Gobierno de Tierra del Fuego decidió vetar la ley sancionada el 22 de diciembre de 2025 que proponía incrementar al 28% la coparticipación municipal sobre las regalías derivadas de la actividad hidrocarburífera. Esta medida se formalizó mediante el Decreto N.º 0042/26, firmado el 12 de enero de 2026, y se fundamenta en la necesidad de preservar el equilibrio fiscal y la falta de estudios técnicos adecuados para respaldar la iniciativa.
En el decreto, el Ejecutivo provincial argumenta que las regalías representan un pilar fundamental del financiamiento para servicios esenciales como salud, educación y seguridad. Además, señala que la ley vetada implicaba una transferencia de recursos a los municipios sin que se contemple una transferencia equivalente de competencias, lo que podría afectar la administración provincial.
Sin embargo, el propio texto del veto reconoce que los beneficios fiscales y operativos concedidos a la empresa Terra Ignis, en el marco del régimen hidrocarburífero vigente, provocarán una disminución en la recaudación de regalías para la Provincia. Según estimaciones oficiales, este impacto económico podría alcanzar los USD 140 millones, afectando también los ingresos municipales.
Este veto se suma a otros dictados por el Ejecutivo durante la última semana, que anularon leyes aprobadas por unanimidad en la Legislatura. En todos los casos, la justificación oficial gira en torno al cuidado de los recursos públicos y la sustentabilidad fiscal, pero esta reiteración ha generado cuestionamientos sobre el uso frecuente del veto como herramienta política.
La situación se agrava ante el hecho de que el Gobierno no promovió ni impulsó el debate del Presupuesto Provincial para 2026, por lo que la administración se encuentra operando con partidas reconducidas. Esta circunstancia amplía la discrecionalidad del Ejecutivo y debilita la planificación económica, en un escenario donde se invocan criterios de prudencia fiscal para frenar leyes aprobadas por el Parlamento.
La acumulación de vetos ha profundizado la tensión entre el Poder Ejecutivo y la Legislatura, reavivando un conflicto estructural sobre el rol del Parlamento, la previsibilidad institucional y el uso recurrente del veto. El debate pone en evidencia la ausencia de una estrategia integral para ordenar las cuentas públicas y la postergación de una discusión presupuestaria clave para la provincia.
Dos petroleros operados por griegos fueron atacados por drones el martes cerca de la terminal del Consorcio del Oleoducto del Caspio (CPC), que gestiona cerca del 80% del petróleo exportado por Kazajstán.
Según informó la agencia Reuters, los buques esperaban para cargar petróleo procedente de los grandes yacimientos de Tengizchevroil y Karachaganak, dos de los más importantes de Kazajstán, explotados por consorcios internacionales en los que participan empresas de Estados Unidos, Italia, Rusia y Kazajstán.
El primer petrolero, Delta Harmony, gestionado por la empresa griega Delta Tankers, iba a cargar petróleo de Tengizchevroil, mientras que el segundo, Matilda, gestionado por Thenamaris, iba a cargar petróleo de Karachaganak.
📹🇷🇺 | Rusia condena enérgicamente el ataque de drones ucranianos contra dos buques civiles comerciales en el mar Negro. Moscú cuestiona el interés de #Ucrania por la estabilidad energética global.
Según un portavoz de Thenamaris, el Matilda fue alcanzado por dos drones mientras estaba en modo lastre, es decir, sus tanques no tenían petróleo sino agua en su interior con fines de estabilización, a unas 30 millas de la terminal de CPC. El incendio que se declaró en cubierta se extinguió de inmediato, los daños fueron menores y totalmente reparables, y no se registraron heridos. Según la compañía, el buque ha sido retirado de la zona.
El oleoducto CPC transporta petróleo desde los yacimientos kazajos hasta la terminal de Yuzhnaya Ozereyevka, en el Mar Negro, cerca de Novorossiysk (Rusia), y es un punto estratégico para las exportaciones de la región a los mercados internacionales.
El convenio habilita la incorporación de dos equipos perforadores de última generación
DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo estratégico que permitirá atender la creciente demanda de servicios de perforación de alta calidad en las operaciones no convencionales de Vaca Muerta.
El convenio habilita la incorporación de dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta. Según informaron las compañías, estos equipos apuntan a mejorar los tiempos operativos, elevar los estándares de seguridad y acompañar el ritmo de expansión de los proyectos en la formación neuquina.
Los nuevos equipos de perforación
La iniciativa se enmarca en el reciente contrato que suscribió DLS con YPF, que se transformó en el mayor contrato de perforación en Vaca Muerta. Este acuerdo con la petrolera bajo control estatal consolidó la posición de DLS como uno de los principales proveedores de servicios de drilling en el segmento no convencional y aceleró la necesidad de ampliar su flota de equipo, indicaron desde la empresa.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, destacó el alcance estratégico del entendimiento con Patterson-UTI: “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF, anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características y reforzar nuestra estrategia de crecimiento, iniciada hace dos años con la adquisición de ADA, nuestra empresa especializada en perforación con presión controlada (Managed Pressure Drilling – MPD)”.
Vaca Muerta como objetivo final del acuerdo
El acuerdo apunta a potenciar la propuesta de valor en términos de eficiencia y seguridad
Desde DLS Archer y Patterson-UTI remarcaron que el acuerdo no solo apunta a incrementar la capacidad operativa en la cuenca, sino también a potenciar la propuesta de valor en términos de eficiencia y seguridad. “La combinación de experiencia técnica, tecnología de última generación y optimización de recursos permitirá ofrecer soluciones de alto valor agregado para los operadores que desarrollan proyectos en Vaca Muerta”, precisaron.
Asimismo, desde las compañías detallaron que el entendimiento entre DLS Archer y Patterson-UTI también refuerza la presencia de ambas organizaciones en el mercado argentino, en un momento en el que la actividad de perforación en la formación shale muestra señales de crecimiento sostenido.
La incorporación de los nuevos equipos se proyecta como un paso clave para acompañar la demanda prevista para los próximos meses y consolidar el posicionamiento de las compañías en el corazón del desarrollo energético del país, concluyeron.
El mercado del GNC en Argentina ha completado un ciclo de diez años marcado por una retracción estructural sin precedentes desde su masificación en la década de 1980. Los indicadores de la industria reflejan que, entre 2015 y 2025, el ritmo de adaptaciones vehiculares se redujo en un 70 %. Este fenómeno, que llevó las conversiones anuales de 188.340 a poco menos de 59.000 unidades, no responde a un evento disruptivo único, sino a la convergencia de variables económicas, tecnológicas y regulatorias que alteraron la ecuación de valor para el usuario final.
Durante décadas, la adopción del GNC fue impulsada por una brecha de precio significativa respecto a los combustibles líquidos, que permitía amortizar la inversión inicial en plazos previsibles. Sin embargo, en el último decenio, la relación entre el costo del equipo de conversión y el ahorro por kilómetro sufrió una distorsión sistemática. El incremento en el valor de los componentes —especialmente en sistemas de inyección de quinta y sexta generación— y la actualización de las tarifas de mantenimiento técnico prolongaron los tiempos de recupero de capital.
Esta pérdida de competitividad relativa transformó el perfil del consumidor. Mientras que hasta mediados de la década pasada el GNC era una opción recurrente para el usuario particular de clase media, el mercado actual se ha desplazado hacia el segmento de uso intensivo. En 2025, la lógica de conversión se sostiene principalmente en flotas comerciales, servicios de transporte de pasajeros y logística liviana, donde el volumen de kilómetros recorridos justifica el desembolso inicial a pesar de la inestabilidad en los precios relativos.
La infraestructura de suministro también ha jugado un rol determinante en la percepción de viabilidad del combustible. Si bien la red de gasoductos e instalaciones de carga es una de las más desarrolladas del mundo, la gestión del sistema frente a los picos de demanda invernal generó señales de incertidumbre. Las restricciones de carga en estaciones de servicio durante periodos de alta demanda doméstica afectaron la confiabilidad percibida del sistema.
Este escenario de disponibilidad condicionada trasladó la discusión de lo técnico a lo logístico. Para muchos usuarios potenciales, el riesgo operativo de no contar con suministro fluido durante los meses de invierno se convirtió en una barrera de entrada que el ahorro económico ya no lograba compensar. En términos de mercado, la certidumbre sobre el abastecimiento se reveló como un activo tan crítico como el precio mismo del metro cúbico.
El factor tecnológico y el parque automotor moderno
La evolución de la industria automotriz ha presentado desafíos adicionales para la expansión del gas vehicular. La creciente complejidad de los sistemas de inyección electrónica y la implementación de tecnologías turbo en motores de baja cilindrada exigen equipos de conversión más sofisticados y costosos. A diferencia de las mecánicas simples de años anteriores, las adaptaciones actuales requieren una integración profunda con la computadora de abordo del vehículo para evitar fallas en el diagnóstico o pérdida de rendimiento.
A esto se suma la política de garantías de las terminales automotrices. La mayoría de los fabricantes establecidos en el país mantienen restricciones severas respecto a la modificación de los sistemas de combustible, lo que invalida la cobertura oficial ante cualquier desperfecto en el motor. Para el comprador de unidades nuevas, esta condición actúa como un desincentivo directo, limitando el mercado de conversiones a vehículos fuera de garantía o a modelos específicos diseñados desde fábrica para el uso de gas, cuya oferta sigue siendo marginal en el mercado local.
Infraestructura instalada: El activo estratégico
A pesar de la caída en el volumen de ventas y conversiones, el sector conserva una ventaja competitiva de carácter físico: una red de más de 2.000 estaciones de servicio distribuidas en todo el territorio nacional. Esta infraestructura, desarrollada a lo largo de cuarenta años, representa una barrera de entrada nula para cualquier intento de reactivación del combustible.
Desde la perspectiva del sector estacionero, el GNC ha pasado de ser un eje de crecimiento a un componente de sostenibilidad operativa. Aunque el consumo potencial se ha reducido, la demanda de los clientes fijos y profesionales mantiene la operatividad de las estaciones. En términos macroeconómicos, el uso de gas de producción local en lugar de combustibles líquidos importados sigue siendo un factor de alivio para la balanza comercial, especialmente en contextos de escasez de divisas y necesidad de sustitución de importaciones de gasoil y naftas de alto octanaje.
Actualización normativa y seguridad sistémica
En 2025, el marco regulatorio ha buscado elevar los estándares de seguridad para contrarrestar la imagen de precariedad que afectó al sector en etapas anteriores. Las nuevas disposiciones impulsadas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) se han centrado en la estandarización de componentes críticos, y normas que exiguen el cambio de válvulas de bloqueo de los cilindros y los sistemas de ventilación asociados.
Estas normativas imponen requisitos de certificación más estrictos para talleres y productores, buscando garantizar que las instalaciones locales cumplan con niveles de seguridad internacional. Si bien esto incrementa los costos operativos en el corto plazo, los actores del sistema consideran que es un paso necesario para profesionalizar la actividad y preparar el terreno para una posible integración del GNC en el transporte de carga pesada y buses urbanos, segmentos donde la reducción de emisiones contaminantes otorga al gas una ventaja comparativa frente al diésel.
Hacia un sistema energético mixto
El estado actual del GNC no refleja una obsolescencia tecnológica, sino un ajuste a un contexto donde ya no es la solución universal para el transporte. El combustible ha encontrado su lugar en nichos específicos de alta demanda donde otros alternativos, como la electricidad, aún presentan costos de implementación prohibitivos y falta de infraestructura de carga.
El desafío del sector para los próximos años radica en estabilizar las reglas de juego y los precios relativos para salir de la volatilidad actual. Mientras la red existente siga siendo un recurso subutilizado y el país cuente con reservas excedentes de gas natural, el GNC mantendrá un rol dentro de la matriz energética nacional, no como el combustible dominante del pasado, sino como una herramienta de eficiencia económica para sectores productivos específicos. La transición hacia un modelo más equilibrado dependerá de la capacidad de transformar las ventajas técnicas latentes en señales de mercado consistentes para el consumidor.
Nucleoeléctrica Argentina anunció esta semana que la central nuclear Atucha II volvió a operar nuevamente al 100% de su potencia nominal. Hace por lo menos siete años que la central no estaba autorizada a operar al 100% de forma continúa debido a un inconveniente que los profesionales y técnicos de la empresa fueron corrigiendo y monitoreando a lo largo del tiempo.
La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), la entidad que regula la actividad nuclear en el país, autorizó a la empresa generadora estatal a llevar la potencia en Atucha II al 100% de su potencia nominal de 745 MW brutos. Nucleoeléctrica concretó la elevación de potencia por la tarde del miércoles.
Atucha II venía operando desde la segunda mitad de 2018 bajo un esquema de potencia reducida debido a un incoveniente originado en una de las bombas de circulación del agua pesada en el circuito primario del reactor.
Bajo supervisión de la ARN, los equipos profesionales y técnicos de Nucleoeléctrica fueron realizando trabajos de corrección para ir elevando la potencia progresivamente. La central nuclear estuvo operando al 97% de su potencia desde octubre de 2025.
Atucha II: el origen del problema que impedía llevarla al 100%
La empresa decidió sacar manualmente de servicio a la central nuclear Atucha II hacia finales de 2018 tras detectar un debris (virutas metálicas) en los elementos combustibles dentro del reactor, provocado por un desperfecto en una las bombas del circuito primario que hacen circular el agua pesada dentro del reactor. El agua pesada sirve para moderar la reacción en cadena y refrigerar el reactor.
Personal de la empresa detectó esos restos al constatar una disminución progresiva de la potencia eléctrica y un aumento en la temperatura de salida de los canales refrigerantes, debido a una reducción de caudal de agua pesada por el sistema primario.
El debris se generó por la rotura de la camisa del eje de una bomba, lo que ocasionó el desgaste prematuro del cojinete inferior de carbón de la bomba.
La camisa se rompió porque había una falla de diseño conocida por el fabricante quien recomendó su reemplazo al término de la etapa de prueba de presión de la instalación. «Este reemplazo no se realizó, ni se transfirió dicho requerimiento al operador para hacerlo durante la primera parada programada», explica un documento que circula dentro de la emrpesa al que accedió EconoJournal.
Por ese motivo, la empresa desarrolló programas de cálculo para predecir el comportamiento de la refrigeración del reactor con presencia de impurezas en el sistema refrigerante del mismo. «Este programa ha permitido la operación segura a potencia reducida de la CNA II desde el año 2018», indicó la empresa en un reporte global de 2022.
Uno por uno, los trabajos correctivos en Atucha II
La empresa introdujo cambios y acciones para volver a operar Atucha II al 100%. Entre ellas:
Revisión y reparación de la bomba y cambio de las camisas por el nuevo diseño,
Monitoreo on-line de la actividad en el sistema primario para detectar en forma temprana cualquiera falla en los elementos combustibles,
Establecimiento de una alarma en caso de disminución de caudal del sistema primario y poder reaccionar en forma temprana ante un evento similar.
Medición del caudal en los canales refrigerantes y
Colocación de filtros en el reactor en las posiciones de los elementos combustibles para poder extraer el debris
Desarrollo de un mock up Hidráulico en el Centro Atómico Constituyentes para convalidar ensayos.
El 18 de febrero de 2019 la central nuclear Atucha II reanudó su operación comercial tras la intervención, plan de inspección y ensayos. Desde el 14 de enero de 2026 a las 19:20, la central está operando nuevamente al 100% de potencia (716,4 MW netos), después de un largo camino donde siempre se priorizó la seguridad y la confiabilidad de la planta.
Colombia se prepara para una nueva subasta enfocada exclusivamente en proyectos de energías limpias, una convocatoria largamente esperada por el mercado y que podría marcar un punto de inflexión para reactivar el pipeline de inversiones.
«Se espera que la licitación se lance a principios de febrero del presente año», aseguraron fuentes cercanas al sector eléctrico en diálogo con EnergíaEstratégica.
Aunque se trata de una convocatoria anticipada desde octubre del año pasado, el proceso empieza a tomar forma concreta ahora y trae consigo una particularidad: se realizaría de manera simultánea con la subasta de cargo por confiabilidad.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ya definió la convocatoria para la subasta de cargo por confiabilidad correspondiente al periodo 2029‑2030, cuya ejecución está programada para marzo de 2026 según el cronograma publicado por el administrador del sistema y que incluye etapas de presentación de garantías, ejecución de ofertas y publicación de resultados.
Esta coincidencia genera inquietudes entre actores del mercado energético, principalmente por la ausencia de lineamientos técnicos sobre cómo se vincularán ambas subastas, algo sin antecedentes en el esquema colombiano. Tampoco se ha definido aún cuánta capacidad se licitará ni bajo qué condiciones, lo que limita la preparación de los desarrolladores.
Aunque se mantiene en fase de borrador, desde el sector indicaron que la articulación entre los mecanismos será clave para garantizar certidumbre y evitar superposiciones regulatorias, especialmente en un momento donde se espera que nuevos proyectos entren con urgencia al sistema.
Una señal de alarma es el nivel de cumplimiento de los objetivos gubernamentales: a fines de 2025, Colombia solo sumó 2000 MW de nueva capacidad renovable, frente a los 6000 MW comprometidos para el cierre de 2026. Ese rezago encendió alertas entre expertos del rubro, quienes advierten que el país podría enfrentar riesgos de abastecimiento eléctrico hacia 2027 si no se acelera la entrada de infraestructura.
Como parte de los esfuerzos para destrabar el avance de proyectos, el Ministerio de Minas y Energía y la UPME llevaron adelante una depuración de iniciativas sin avances reales, lo que permitió recuperar 5000 MW de capacidad disponible en la red eléctrica nacional. Esta cifra representa cerca del 25% del total instalado del país y deja margen operativo para que nuevos desarrollos puedan conectarse sin restricciones técnicas inmediatas.
Desde el entorno gubernamental afirmaron que la revisión de puntos de conexión permitió “abrir espacio para proyectos viables y con condiciones técnicas sólidas”. La medida busca reactivar el pipeline de inversiones, luego de años marcados por trabas normativas y retrasos de ejecución.
Lecciones recientes también influyen en el diseño de esta próxima convocatoria. En diciembre pasado se celebró la primera subasta eólica offshore del país, con una expectativa de asignar hasta 3 GW de capacidad en el mar Caribe. Sin embargo, solo se presentó una oferta. Fuentes cercanas al proceso reconocieron que el interés internacional existe, pero remarcaron que el mercado colombiano “aún no brinda garantías suficientes para concretar proyectos de gran escala”.
Esta experiencia dejó en evidencia que, sin reglas estables, acceso claro a la red y plazos realistas, el riesgo percibido continúa siendo alto. Por eso, la próxima subasta renovable deberá incorporar estos aprendizajes y establecer señales firmes para los inversores, ya que «el verdadero desafío estará en cómo se conjuguen las dos subastas previstas».
“Hay que revisar muy bien cómo encajan entre sí. Lo que se defina ahora marcará el rumbo de las inversiones para los próximos años”, aseguraron en conversación con este portal de noticias.
La expectativa es que el anuncio oficial se realice a más tardar en febrero y que las bases se publiquen de forma transparente para dar tiempo a los interesados de analizar riesgos, presentar propuestas y garantizar su participación.
Este proceso será un termómetro para medir el compromiso real del país con la transición energética, pero también una oportunidad para corregir cuellos de botella históricos que han demorado el despliegue de energías limpias en un sistema que aún depende fuertemente de la hidroelectricidad.
Guatemala atraviesa un momento crítico en su sistema eléctrico. En apenas cuatro días, el precio spot (POE) de la energía pasó de 8.56 USD/MWh el 1 de enero a un pico de 107 USD/MWh, según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM). El promedio registrado el 4 de enero fue de 48.27 USD/MWh, reflejando una volatilidad superior al 50%.
Esto ocurrió en un contexto de vertimientos en embalses hidroeléctricos, con caudales superiores a 23 m³/s, es decir, con energía renovable disponible que no pudo ser aprovechada por falta de infraestructura de evacuación o almacenamiento.
Ottoniel Alfaro Díaz, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG), señaló que “excedentes hidroeléctricos actuales (caudales >23 m³/s) contrastan con pronósticos de sequía (ONU) y crecimiento de demanda (1.6% anual)”.
Advirtió además que los retrasos en proyectos de transmisión, como el PET-3-2025, podrían repetir los eventos de interrupción de 2024. Por ello, consideró que “Ministerio de Energía y Minas Guatemala y CNEE: urge plan de contingencia”.
La situación refleja una de las tres paradojas estructurales que el especialista identificó como amenazas para la estabilidad energética del país: energía abundante hoy, pero riesgo de desabastecimiento en la temporada seca.
Reformas pendientes, mercado rígido y señales de alerta regional
La segunda paradoja, explicó Alfaro, se vincula con un patrón recurrente: “precios bajos con vertimientos, seguidos de picos elevados”. El sistema, sin capacidad de almacenamiento ni un mercado minorista competitivo, desperdicia energía durante la temporada lluviosa y luego recurre a importaciones costosas, como las realizadas desde México a 43 USD/MWh.
En ese sentido, sostuvo que “sin almacenamiento significativo ni mercado minorista competitivo, se desperdicia energía en temporada lluviosa y se importan costosas de México (43 USD/MWh)”. Este comportamiento, además de ser económicamente ineficiente, genera volatilidad en el sistema. “Esto genera ineficiencia económica (volatilidad σ>50%)”, indicó.
Para abordar estos cuellos de botella, propuso que “Administrador del Mercado Mayorista -AMM- CNEE Guatemala y Ministerio de Energía y Minas Guatemala deben impulsar almacenamiento (baterías) y liberalización minorista, como recomienda IRENA”.
La tercera paradoja involucra impactos en la inversión y en los consumidores: mientras los generadores renovables enfrentan incertidumbre para cerrar contratos firmes, los usuarios pagan sobrecostos durante los picos. Además, alertó sobre la propagación de la inestabilidad al Mercado Eléctrico Regional. “La inestabilidad se propaga al MER vía interconexiones”.
El presidente de la AAERG concluyó con un llamado directo a la acción: “Gobierno y Congreso de Guatemala: implementen reformas ya. La ecuación es clara; la inacción, costosa”.
Una nueva interrupción masiva dejó sin energía a cerca de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), cuando una falla técnica en la estación transformadora de Morón, operada por Edenor, disparó la desconexión de cuatro líneas de alta tensión (220 kV).
El impacto fue inmediato: se perdieron 3000 MW de carga, lo que representa cerca del 15% de la demanda total del país. En paralelo, los sistemas de Desconexión Automática de Generación (DAG) actuaron y varias centrales salieron de servicio, afectando también a la red de Edesur.
Para el ex subsecretario de Energía Eléctrica, Paulo Farina, este hecho vuelve a mostrar las consecuencias de la falta de planificación a largo plazo y acciones concretas para mejorar la estabilidad del sistema.
“Tanto Edenor como Edesur deberían hacer inversiones de media edición importantes. Les faltan subestaciones de transformación. La lógica era que acompañen a las obras de 500 kV (dependientes del gobierno nacional), pero no se están haciendo obras 500 kV ni de 220 kV.
“El sistema del anillo de Buenos Aires está frágil y cualquier ola de calor le exige demasiado. Hay restricción de importación en alta tensión, los planes de transporte están hace años, pero siempre se pospusieron y el problema es que, si aún hoy se encarase la problemática, son inversiones de, al menos, tres años”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.
Es decir que, más allá que la falla técnica en la localidad de Morón pudiera resultar un caso particular, el origen profundo del problema se debería a la postergación de obras que permitan ampliar la capacidad de transmisión.
La consecuencia de esa demora es que los operadores terminan recurriendo a medidas tácticas. Una de ellas fue la instalación de sistemas de almacenamiento, como los 713 MW de baterías adjudicadas bajo la licitación AlmaGBA, que buscan amortiguar los picos de demanda.
“Primó la velocidad, casi como una usina hidroeléctrica moderna”, compara Farina. El objetivo es cargar las baterías durante los momentos de baja demanda y utilizarlas en media tensión cuando se produzcan picos, evitando saturar la red de alta tensión. Pero para el exfuncionario, se trata de una solución coyuntural que no resuelve los problemas de fondo.
“El gobierno de Milei decidió no pagar todo con tarifa y que las inversiones las hagan las propias empresas y recuperen la inversión en más de cinco años. Se privilegió que, si se elimina el esquema de subsidios como está previsto, el usuario final que abone el precio pleno no abone costos tan altos como los que se registran en otros mercados regionales”, remarcó el especialista.
El ex subsecretario de Energía Eléctrica también insistió que, a diferencia de otros países que han sufrido apagones recientes, como España y Chile en 2025, el problema argentino no radica en fallas tecnológicas, sino en la falta crónica de inversión.
¿Qué hacer ante el riesgo constante?
Una de las soluciones de fondo resultaría el pronto lanzamiento de licitaciones para la construcción de proyectos de transmisión eléctrica, ya sea a través de concesión al sector privado como anticipa el gobierno de Milei, o bien a través de la modalidad de Participación Público-Privada (PPP).
Y cabe recordar que la contratación bajo dicho esquema contemplaba la constitución de un fideicomiso financiero que tenía a su cargo la suscripción y ejecución del contrato hasta su terminación. Los fondos que administra provienen de un cargo específico que para el caso del sector eléctrico lo abonan los usuarios que componen la demanda del sistema.
“Es raro que el gobierno aún no haya podido todavía lanzar PPP para ampliar el sistema. Y no representaría mucho dinero en la tarifa final, en el peor de los casos son 5 o 10 dólares más, y creo que habría ofertas del sector para construir”, apuntó.
¿Y la generación distribuida? Farina considera que la actual administración no estaría dispuesto a replicar modelos como el brasileño, dado que implican fuertes incentivos tarifarios, a pesar que la GD fuera clave para descentralizar el sistema.
Sin embargo, sugiere avanzar con medidas de focalización en la demanda, como por ejemplo instalar medidores inteligentes en sectores de altos ingresos, que concentran gran parte del consumo.
“Requiere tiempo y coordinación de la política, pero se debería hacerlo y que haya una política de consumo racional”, concluyó.
Casa dos Ventos de Brasil, generadora con más 4,3 GW en proyectos eólicos, solares e híbridos en operación y construcción, y Ascenty, una de las mayores empresas de centros de datos de Latinoamérica, cerraron el mayor contrato de energía renovable para centros de datos de LATAM por un valor de más de 500 millones de dólares que contempla el suministro de 110 MWm promedio.
El modelo contractual establece la participación accionaria de Ascenty en dos proyectos de Casa dos Ventos. Ambos se encuentran en desarrollo y se prevé que entren en operación en 2027. En conjunto, los proyectos cuentan con una capacidad instalada de más de 1,5 GW.
Para Casa dos Ventos, de la cual TotalEnergies tiene una participación del 34%, la alianza refuerza el avance de la compañía en el segmento de centros de datos, un mercado en rápido crecimiento que demanda soluciones energéticas limpias, estables y a largo plazo.
“Ascenty opera en un sector clave para la transformación digital. El suministro de energía renovable a través de este acuerdo destaca el papel de Casa dos Ventos en el apoyo a las nuevas demandas de infraestructura e innovación en el país. Nuestra alianza se basó en la complementariedad de las fuentes de energía renovable, un suministro sólido y una visión a largo plazo”, enfatiza LucasAraripe, director ejecutivo de Casa dos Ventos.
La configuración del acuerdo, con diferentes fuentes renovables, aumenta la flexibilidad operativa y contribuye a una planificación energética más sólida para Ascenty durante la vigencia del contrato. La colaboración con Casa dos Ventos permitirá a la empresa evitar la emisión de aproximadamente 5 millones de toneladas de CO2 en los próximos años.
“Esta iniciativa representa el fortalecimiento de nuestra estrategia de descarbonización. La combinación de fuentes de energía renovables y la seguridad de un suministro a largo plazo ofrece mayor previsibilidad para el crecimiento de nuestras operaciones en Latinoamérica”, afirma Christopher Torto, CEO de Ascenty, quien fue asesorado por Clean Energy Latin America (CELA) en este proyecto.
“Para nosotros, trabajar con energía limpia y renovable significa habilitar nuevas capacidades digitales. Al alinear la eficiencia energética con la innovación tecnológica, estamos sentando las bases para que nuestros centros de datos soporten escalablemente el potencial de la inteligencia artificial, impulsando soluciones avanzadas para clientes y sectores estratégicos de la región”, concluye el ejecutivo.
Andalucía da un paso decisivo en el desarrollo del almacenamiento energético. A través de la Disposición adicional duodécima de la Ley 4/2025, la Junta aprobó un procedimiento de tramitación urgente para proyectos de almacenamiento hibridado que estén exentos de evaluación de impacto ambiental.
La medida contempla una reducción a la mitad de los plazos administrativos, tanto en la autorización de proyectos como en los procesos de información pública y remisión a organismos competentes.
“Se aplicará la tramitación de urgencia a los procedimientos de autorización administrativa y de aprobación del proyecto de ejecución de almacenamiento electroquímico hibridado”, establece el texto legal.
La normativa prevé que los promotores presenten de forma conjunta la solicitud y el proyecto de ejecución, junto con la documentación que acredite que la iniciativa no requiere evaluación ambiental. Además, se establece que el procedimiento se regirá por el artículo 96 del Real Decreto 1955/2000, lo que habilita una gestión más ágil para los proyectos que cumplan con los requisitos.
Este nuevo marco simplificado está diseñado para agilizar la entrada en operación de sistemas de almacenamiento, una tecnología clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico y facilitar la integración de energías renovables.
La aceleración administrativa responde a un contexto donde Andalucía lidera el desarrollo de almacenamiento a nivel nacional. Según la resolución definitiva del programa FEDER, la comunidad recibió 354,5 millones de euros para 32 proyectos por 3529 MWh, concentrando más del 43% del presupuesto total adjudicado por el IDAE.
La medida cobra relevancia adicional si se considera que, entre 2022 y 2025, España ha tramitado más de 43 GW en proyectos de almacenamiento en proceso de evaluación ambiental; por lo que en ese universo, Andalucía concentra una proporción significativa con más de 800 MW de almacenamiento en desarrollo, destacándose proyectos como “ST Cerrillo” de Rolwind, de 77,6 MW en Málaga.
Andalucía también avanza en la integración de renovables, suma más de 11.350 MW de potencia solar fotovoltaica instalada, lo que representa el 23,5% del total nacional, tras haber incorporado 1.961,2 MW solo en 2025.
El avance de estas infraestructuras obliga a acompañar con capacidad de almacenamiento, que permita gestionar excedentes y reducir vertidos, optimizando la red. Con este decreto, la Junta de Andalucía lanza una señal clara al mercado: apuesta por la eliminación de cuellos de botella regulatorios para acelerar proyectos clave en el ecosistema renovable.
Con esta medida, Andalucía consolida su liderazgo en la transición energética, promoviendo una regulación eficiente y proactiva que incentive el despliegue del almacenamiento hibridado. El objetivo es claro: captar más inversión, acelerar la integración renovable y robustecer el sistema eléctrico del futuro.
“Esta simplificación busca garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico y facilitar una mayor integración de energías renovables”, señala la Ley 4/2025.
Grenergy logró la adjudicación de contratos de capacidad para 5 proyectos de almacenamiento stand-alone en Polonia en la última subasta organizada por Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), el operador del sistema eléctrico de ese país.
Los cinco proyectos stand-alone que se han adjudicado contratos de capacidad se denominan Fred, George, Lucius, Hagrid y Harry y cuentan con una potencia total de 534 MW, que suponen 2,1 GWh de almacenamiento. Por lo que en total, Grenergy se ha adjudicado más del 11% de la capacidad BESS ofrecida en dicha subasta.
Los proyectos operarán como capacidad de reserva para el sistema eléctrico polaco durante los períodos en los que no se garantice la capacidad mínima.
Con inicio en enero de 2030, estos servicios serán remunerados a un precio fijo (indexado al IPC) de 465,02 PLN/kW por año durante todo el período de vigencia del contrato, que es de 17 años. En total, la compañía ha obtenido una asignación económica mínima garantizada que supera los 132 millones de euros.
Los ingresos por capacidad constituyen una parte del revenue stack o estructura de ingresos prevista para cada proyecto. A estos se añadirán los provenientes de la compraventa de energía, así como de la participación en otros mercados regulados, como los servicios auxiliares, los cuales podrán estructurarse mediante tolling agreements.
Además, Grenergy acaba de obtener una subvención de 34 millones de PLN (alrededor de 8 millones de EUR) otorgada por el gobierno polaco para otros cuatro proyectos stand alone (136 MWh) que la compañía prevé que entren en operación antes de 2028.
Estas subvenciones, que se hicieron públicas en 2024, se financian a través del Fondo de Modernización de la UE y están destinadas a impulsar el desarrollo del almacenamiento energético en el país. En total, 128 proyectos se han beneficiado del programa, dotado con un total de 1.000 millones de euros.
En total, la compañía cuenta con un pipeline de stand alone en Polonia de 5 GWh.
Esta adjudicación supone un impulso al despliegue de Greenbox, la plataforma de almacenamiento stand-alone en Europa que la compañía presentó en su último Capital Markets Day.
Con un pipeline total de 31 GWh en baterías stand alone, Greenbox se consolida como una de las principales plataformas de Europa. Para lograrlo, se enfoca en los mercados clave donde Grenergy ya tiene presencia: Polonia (con un pipeline de 5 GWh), Rumanía (7 GWh), Alemania (3 GWh), Italia (5,8 GWh), España (6 GWh) y Reino Unido (4 GWh).
En España, el parque de baterías stand-alone en Oviedo, proyecto insignia de Greenbox en Europa, será el primer paso en su desarrollo dentro del mercado español y europeo, con una capacidad de 600 MWh y la entrada en operación prevista para comienzos de 2027.
El pipeline total de almacenamiento, incluyendo stand alone y los proyectos híbridos de Grenergy asciende a 75 GWh.
Durante su visita a Estados Unidos, Gustavo Petro sostuvo un encuentro con Donald Trump en el que volvió a ubicar a las energías limpias como parte central de su visión de desarrollo. Desde su cuenta oficial en X, el presidente colombiano aseguró: “El eje del desarrollo debe ser la agricultura, la industria y las energías limpias”, al tiempo que llamó a empresarios a invertir en el país.
Entre las cosas que hablamos, el presidente Trump y yo, fue el desencuentro que tuvimos en su visión de la relación de EEUU con América Latina.
Dije en mi carta escrita a Trump en el inicio de su gobierno, y a Biden personalmente que se podía establecer un alianza américana, si… pic.twitter.com/z2FSfWafdl
El mensaje generó atención inmediata en el sector energético por el contraste con la situación interna: a menos de un año del plazo fijado, Colombia apenas logró incorporar un tercio de los 6000 MW renovables proyectados, según datos de Energía Estratégica.
La ejecución de proyectos adjudicados no avanza al ritmo previsto, y más de 4000 MW siguen fuera de operación, en gran parte por trabas regulatorias y falta de condiciones para el despliegue efectivo.
“Queremos trabajo en Colombia. Queremos empresas que vayan a Colombia”, publicó el mandatario, dejando clara su intención de vincular inversión extranjera con transición energética.
La oportunidad para proyectar a Colombia como socio estratégico en energías renovables coincidió con un escenario local tenso: permisos ambientales demorados, dificultades en conexiones a red y marcos contractuales poco claros afectan la concreción de proyectos ya asignados. A eso se suma un clima de incertidumbre sobre los incentivos disponibles para futuras inversiones.
En un plano más político y geopolítico, fuentes cercanas del sector consideraron que cualquier diálogo entre los presidentes de Colombia y Estados Unidos que reafirme las relaciones históricas entre ambos países es favorable para el desarrollo, estabilidad y crecimiento compartido. Señalaron que “es positivo que se amplíe la agenda de cooperación bilateral a temas económicos, de inversión, comercio exterior y energía”.
Este análisis sugiere que, más allá de la dimensión declarativa, la reunión podría abrir espacios concretos para estrechar la cooperación en renovación tecnológica, atracción de capitales y proyectos de energía limpia, dentro del marco del Tratado de Libre Comercio y la política de cooperación entre ambos países.
Un sector con retos urgentes y reformas en marcha
Mientras el Ejecutivo impulsa la narrativa internacional, en Colombia se avanza en reformas regulatorias que buscan ajustar el funcionamiento interno del mercado eléctrico. Uno de los frentes más visibles fue la consulta pública abierta por la CREG para actualizar el Código de Medida, normativa técnica que no se revisaba desde hace más de diez años. La intención es dotar de mayor precisión y transparencia al registro de generación y consumo, particularmente en segmentos como la generación distribuida y la autogeneración.
Adicionalmente, el país reactivó procesos de subasta de cargo por confiabilidad para el período 2029–2030, mecanismo clave para garantizar suministro firme en el mediano plazo y que ha sido considerado necesario por analistas del sector.
Desde una perspectiva más amplia, voces del sector coincidieron —también en carácter reservado— en que el desarrollo del potencial renovable colombiano podría fortalecer la relación con Estados Unidos, especialmente en el marco de la cooperación energética hemisférica. En ese sentido, destacaron que la ejecución de la interconexión eléctrica con Centroamérica y posteriormente con México podría consolidar una integración regional clave.
Asimismo, consideraron que Colombia podría jugar un rol estratégico en la canalización de inversiones estadounidenses en Venezuela, como parte de un eventual acuerdo bilateral. Además, señalaron que hay oportunidades para que Estados Unidos preste asistencia técnica en proyectos de hidrógeno verde, tecnologías nucleares avanzadas como los SMR, e incluso en el desarrollo de centros de datos alimentados por energías renovables y sistemas BESS de almacenamiento a gran escala.
La reunión entre Petro y Trump, entonces, adquirió un perfil dual: por un lado, fue un esfuerzo diplomático para posicionar a Colombia como destino de inversión en renovables, y por otro, expuso la urgencia de traducir esos compromisos en resultados concretos en el mercado interno.
La posibilidad de atraer inversión extranjera —especialmente en tecnologías limpias, infraestructura, y proyectos de integración regional— se perfila como una de las lecturas más relevantes de este acercamiento bilateral, en medio de un sector que todavía enfrenta desafíos de ejecución y señales regulatorias por consolidar.
El megaproyecto VMOS, con financiamiento privado de 3.000 millones de dólares, ya superó la mitad de su construcción y potenciará exportaciones de petróleo desde Neuquén hacia el mar.
El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó el significativo avance del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), considerado la obra de infraestructura energética más importante de los últimos 50 años en Argentina. Según el anuncio oficial del Ministerio de Economía, la construcción del proyecto ya superó el 50% de ejecución, lo que representa un hito clave para el desarrollo del sector hidrocarburífero no convencional.
En su cuenta de la red social X, la cartera económica celebró: “La obra de infraestructura de energía más importante en 50 años sigue avanzando. Ya se completó más del 50% de esta obra de financiamiento privado que unirá Vaca Muerta con el mar argentino. Esto significa más exportación de petróleo y más crecimiento”.
El VMOS es un megaproyecto de infraestructura privada que conectará la cuenca neuquina con un puerto de aguas profundas en la provincia de Río Negro. Con una extensión total de 437 kilómetros, la nueva infraestructura permitirá transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo cuando alcance su capacidad máxima, prevista para el año 2027.
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En una primera etapa, que se espera completar a fines de 2026, el sistema habilitará el despacho de 180.000 barriles diarios, equivalente a la mitad de la producción total de crudo del país en la actualidad.
El proyecto es impulsado por un consorcio liderado por YPF e integrado por empresas como Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía. La inversión total asciende a 3.000 millones de dólares, financiados íntegramente por el sector privado, lo que subraya el compromiso del sector empresarial con el desarrollo de Vaca Muerta, una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.
La obra busca superar las limitaciones actuales en la capacidad de evacuación y exportación del petróleo extraído en la región. Entre sus características destacadas se encuentra un tramo submarino de 15 kilómetros que conectará la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas en alta mar, permitiendo la carga directa de crudo en buques de gran porte.
