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.
DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo mediante el cual se incorporarán a la flota actual de DLS Archer, dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta.
Esta incorporación se enmarca en el contrato suscripto con YPF anunciado en diciembre pasado, que posiciona a DLS Archer como un actor clave en la provisión de soluciones integrales para la industria energética.
Este acuerdo permite a ambas organizaciones potenciar su presencia en el mercado argentino, al tiempo que optimizan recursos y ofrecen soluciones de alto valor agregado que no solo impulsan la productividad, sino que también fortalecen la seguridad en sus operaciones. La visión compartida está centrada en la excelencia, la innovación continua y el cumplimiento de los más altos estándares en performance.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, resaltó la importancia de este acuerdo: “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).”
La compañía argentina YPF presentará el próximo mes los planes de desarrollo para el bloque La Angostura Norte (LANOR) en la provincia de Neuquén.
La presentación forma parte del proceso de obtención de permisos ambientales gestionado por la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de la provincia.
El proyecto LANOR II 2026–27 se enmarca en la concesión Loma la Lata–Sierra Barrosa, una zona productora clave de YPF dentro de la formación Vaca Muerta.
El trabajo propuesto incluye la perforación de 56 pozos en 12 ubicaciones, la construcción de 24 caminos de acceso y la instalación de 12 ductos.
El empuje del shale compensa la caída crítica de las cuencas tradicionales. Vaca Muerta crece a dos dígitos y marca hitos productivos en la Argentina.
La industria del Oil & Gas en la Argentina cerró 2025 con cifras que marcan una brecha histórica entre el mundo del petróleo convencional y el avance del shale. El dato sobresaliente del periodo es el crecimiento a dos dígitos con el que Vaca Muerta consolidó su desempeño, frente al desplome del resto de las cuencas.
La producción de Neuquén en su formación no convencional alcanzó en noviembre los 575,5 Kbbl/día, lo que representa un salto del 31,6% respecto a noviembre de 2024 y un crecimiento extraordinario del 69,5% en comparación con el mismo mes de 2023.
Este avance resulta determinante al observar el comportamiento del resto de las cuencas del país, que sufrieron un desplome generalizado en sus niveles de extracción. La cuenca de San Jorge -la segunda en importancia en cuanto a nivel de producción y exportaciones-, por ejemplo, registró una caída interanual del 13,6% y de 16,3% frente al mismo período de 2023.
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En la misma provincia de Neuquén se evidencia ese contraste, ya que las operaciones convencionales existentes allí la producción retrocedió un 13,2% interanual, y un 17,7% frente a lo ocurrido dos años atrás.
El escenario se repite en la cuenca Cuyana y la Austral, con bajas del 10% y 7% respectivamente frente al año pasado, y se vuelve crítico en el Noroeste (NOA), donde la actividad se hundió un 24,5% en los últimos doce meses y acumula una pérdida del 41,9% respecto a 2023.
A pesar de este marcado declive en los yacimientos maduros y tradicionales, la potencia del no convencional fue suficiente para compensar las mermas y empujar la aguja hacia arriba. Gracias exclusivamente al aporte de Vaca Muerta, noviembre alcanzó un nuevo nivel de producción histórico para la Argentina, posicionando al país en un escalón productivo histórico.
El gas natural sigue el ritmo del shale
En cuanto al gas, la radiografía del sector revela una tendencia similar a la del petróleo: un crecimiento sólido del segmento no convencional que compensa el declive estructural de las áreas tradicionales.
El desempeño de Vaca Muerta, específicamente en el área neuquina, registró una producción de 63,9 MMm3/d, lo que marca un crecimiento sostenido del 3,3% respecto a noviembre de 2024 y un avance acumulado del 9,0% en comparación con el mismo mes de 2023.
Este dinamismo en el corazón de la cuenca contrasta drásticamente con el desplome que experimenta la producción convencional en casi todo el territorio. La extracción convencional en Neuquén cayó un 19,8% interanual, mientras que el segmento “Tight” de la misma cuenca sufrió un derrumbe aún más pronunciado del 21,1% respecto al año anterior, con una pérdida acumulada del 34,0% si se compara con noviembre de 2023.
El escenario es igualmente crítico en otras regiones: la cuenca San Jorge retrocedió un 12,9% en el último año y un 19,7% respecto a 2023, la cuenca Cuyana cayó un 14,5% y un muy fuerte 30,5% frente a dos años atrás y el Noroeste (NOA) profundizó su crisis con una baja del 17,5% interanual y de casi un 20% en el bienio.
La única nota positiva fuera del shale neuquino provino de la Cuenca Austral, que logró mantenerse en terreno positivo con una producción de 25,0 MMm3/d, creciendo un 1,6% frente a 2024 y un 4,9% respecto a 2023, gracias a la puesta en marcha de proyecto offshore Fénix que demandó una inversión de u$s700 millones del consorcio operado por Total Austral.
Telecom colocó deuda por US$600 millones con una demanda 3,3 veces superior. La emisión favorece las reservas y consolida su plan financiero.
Telecom Argentina concretó una nueva colocación de deuda por US$ 600 millones en el mercado internacional, en una operación que recibió un fuerte respaldo de los inversores y que, además, favorece la acumulación de reservas del Banco Central.
La emisión se realizó en el marco de su Programa Global de Obligaciones Negociables por hasta US$ 4.200 millones, aprobado por la Comisión Nacional de Valores, y se destacó por su elevada demanda, el plazo alcanzado y la tasa obtenida.
La operación se inscribe en un contexto en el que empresas de primera línea vuelven a acceder al financiamiento externo, aportando divisas al sistema financiero local y contribuyendo a fortalecer la posición cambiaria, en línea con la estrategia oficial de recomposición de reservas.
Demanda récord y condiciones financieras destacadas
En esta emisión puntual, Telecom recibió ofertas por US$ 2.427 millones, a través de 174 órdenes, lo que permitió adjudicar un monto final de US$ 600 millones. De este modo, la demanda resultó 3,3 veces superior al monto emitido, un dato que refleja el apetito de los inversores por activos corporativos argentinos de alta calificación relativa.
“Este resultado refleja la consistencia de la estrategia de negocios de la compañía y la solidez de su desempeño operativo, factores que generaron un fuerte respaldo por parte de inversores institucionales”, destacó la empresa en un comunicado oficial.
Los títulos se estructuraron a un plazo final de 10 años, con vencimiento el 20 de enero de 2036, y un plazo promedio de 9,5 años. La colocación se realizó a una tasa fija nominal anual del 8,50%, con un rendimiento del 8,625%, lo que representa el nivel más bajo de todas las emisiones internacionales de Telecom desde 2019. Además, la operación logró una compresión de 50 puntos básicos frente a la referencia inicial brindada al mercado.
Por estas características, la emisión se destacó por alcanzar uno de los plazos más largos en la historia de la compañía y por concentrar el mayor volumen de interés de inversores para una emisión corporativa argentina desde la reapertura del mercado internacional en 2024.
Destino de los fondos y estrategia de largo plazo
Según informó la empresa, los fondos obtenidos se destinarán principalmente a la gestión activa del perfil de deuda, incluyendo la refinanciación de pasivos existentes, entre ellos préstamos asociados a la adquisición de Telefónica Móviles Argentina (TMA). El objetivo es preservar un nivel de apalancamiento consistente con el plan financiero de largo plazo.
En paralelo, la operación permitirá seguir respaldando el plan de inversiones, que durante 2025 ascendió a aproximadamente US$ 2.000 millones, orientado a sostener y ampliar la infraestructura tecnológica y los servicios de conectividad.
Desde una mirada macroeconómica, este tipo de colocaciones corporativas en dólares contribuye a mejorar la oferta de divisas, facilita la acumulación de reservas por parte del Banco Central y envía una señal positiva al mercado financiero respecto de la capacidad de las empresas argentinas para acceder a financiamiento en condiciones competitivas, aun en un contexto de riesgo país elevado.
Participación de bancos globales y colocadores locales
La emisión contó con la participación de J.P. Morgan, BBVA, Santander, Citigroup y Deutsche Bank Securities como Global Coordinators y Joint Bookrunners en el exterior. En el ámbito local, actuaron como colocadores Banco Santander Argentina, ICBC Argentina, Macro Securities, Balanz Capital, Latin Securities y Banco CMF.
La presidenta interina anunció la creación de dos fondos, uno de protección social y otro de infraestructura, que se financiarán con ingresos petroleros.
La presidenta encargada Delcy Rodríguez propuso el jueves una reforma de la ley de hidrocarburos y solicitó a la Asamblea Nacional aprobar el nuevo marco legal, mientras los inversionistas estadounidenses presionan para que se facilite el acceso a la industria petrolera de Venezuela.
Rodríguez, quien prestó juramento el 5 de enero tras el derrocamiento de su predecesor Nicolás Maduro, declaró durante el discurso presidencial anual ante legisladores que si le correspondía ir a Washington, hasta hace poco su archienemigo político, lo haría “de pie” y “no arrastrada”.
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Agregó que “hemos traído el proyecto de ley de reforma parcial de la ley orgánica de hidrocarburos” con el que se atraerían “flujos de inversiones que sean incorporados a nuevos campos (petroleros), a campos donde nunca se ha hecho inversión y campos donde no hay infraestructura”.
Hasta ahora, la ley de hidrocarburos contempla que la estatal Petróleos de Venezuela y un socio extranjero trabajen de forma conjunta un campo, pero con la participación mayoritaria de la PDVSA.
Rodríguez no dio detalles de los cambios en la propuesta legal. La presidenta encargada también anunció la creación de dos fondos, uno de protección social y otro de infraestructura, que se financiarán con ingresos petroleros.
Estados Unidos dijo que completó las primeras ventas de petróleo venezolano por 500 millones de dólares, que forman parte de un acuerdo de 2,000 millones de dólares alcanzado a principios de mes entre Caracas y Washington.
Fue hace unos días cuando se notificó un derrame de petróleo en el muelle de Otamerica, en Puerto Rosales. La empresa aseguró que “la ausencia de producto remanente” y que estará en contacto con la comunidad para informar sobre lo sucedido.
Días atrás se produjo un derrame de petróleo en el Estuario de Bahía Blanca que activó todas las alarmas. El incidente ocurrió en Puerto Rosales, en el muelle de la operadora Otamerica, que tras detectar una «situación anómala» suspendió sus operaciones y realizó una inspección de sus instalaciones.
El pasado 8 de enero, a partir del incidente, la empresa activó el Plan de Contingencias para Derrames de Hidrocarburos en el Agua (PLANACON), mediante el aviso a la Prefectura Naval Argentina (PNA).
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Según informó la compañía, al percatarse del derrame suspendió las operaciones y llevó a cabo una inspección de las instalaciones y del espejo del agua. Realizó trabajos de contención y control por medio de barreras absorbentes y afirmó que hubo aproximadamente un total de 40 litros de petróleo vertidos en el estuario.
A la madrugada del día siguiente, informaron que llevaron a cabo relevamientos adicionales que «confirmaron la ausencia de producto remanente» en el lugar. La compañía continuó con los monitoreos marítimos y aéreos, con presencia del ministerio de Medio Ambiente de la Provincia.
«Durante todo momento Otamerica estuvo (y estará) en contacto y a total disposición de las autoridades y de toda la comunidad, para informar sobre lo ocurrido», prometió la empresa en un comunicado.
Antecedentes en el Estuario de Bahía Blanca
En el Estuario de Bahía Blanca existen antecedentes similares ya que, entre diciembre de 2023 y enero de 2024, ocurrieron dos derrames en poco tiempo que fueron reconocidos por la empresa.
El 26 de diciembre de 2023, el incidente fue causado por un inconveniente con el amarre de un buque, cuando la empresa se llamaba Oiltanking Ebytem S. A. Según informaron en su momento, el hecho sucedió «durante el amarre del buque Cabo Sounion y este sin haber iniciado operaciones (el buque no tenía sus mangueras de bombeo conectadas)».
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.
Áreas con distinto perfil y nivel de actividad
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.
Cronograma oficial del proceso
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.
Acceso a pliegos e información técnica
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.
México podría abrir una nueva etapa en su industria petrolera. Grandes compañías internacionales como Chevron, Exxon Mobil y BP, junto con firmas mexicanas como Diavaz, Opex y Jaguar, mantienen conversaciones con la Secretaría de Energía (Sener) y Petróleos Mexicanos (Pemex) para integrarse a proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, principalmente en campos marinos.
De acuerdo con información publicada por EL CEO, basada en fuentes del sector, las propuestas ya fueron presentadas a la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, y contemplan desarrollos que requerirán capital privado y que podrían aportar entre 22,000 y 50,000 barriles diarios por campo.
En conjunto, la producción potencial rondaría los 200,000 barriles diarios, un volumen similar al que se espera del mega yacimiento Zama, donde participa el empresario Carlos Slim.
Según estas mismas fuentes, el objetivo central de los proyectos es detener la caída en la producción de petróleo y gas en los próximos 10 años, uno de los principales retos que enfrenta Pemex y el sector energético nacional.
¿Qué petroleras están interesadas en participar en nuevos campos en México?
Las conversaciones involucran a tres de las petroleras más grandes del mundo:
Chevron
Exxon
MobilBPA
Ellas se suman empresas mexicanas con presencia en el sector energético:
Diavaz
Opex
Jaguar
Exploración y Producción
Las fuentes citadas por EL CEO señalan que las compañías han manifestado interés en campos ubicados principalmente en aguas someras, donde el desarrollo técnico es más viable y los tiempos de producción pueden ser más cortos que en proyectos de aguas profundas.
¿Cuánto petróleo podrían producir estos proyectos?
Las propuestas planteadas ante Sener contemplan distintos campos, no todos con el mismo potencial.
Sin embargo, los rangos estimados son claros:
Cada campo podría producir entre 22,000 y 50,000 barriles diarios.
La producción conjunta podría acercarse a 200,000 barriles diarios.
Este volumen es relevante porque se acerca a lo que se espera del campo Zama, uno de los mayores descubrimientos petroleros en aguas someras del Golfo de México, cuya producción estimada es de 180,000 barriles diarios una vez que entre en operación.
¿Por qué México busca atraer de nuevo a petroleras privadas?
De acuerdo con las fuentes del sector citadas por EL CEO, el propósito principal de estos proyectos es frenar el declive de la producción de hidrocarburos que México ha registrado en los últimos años.
Pemex enfrenta retos financieros y operativos importantes, y el gobierno federal ha señalado que necesita nuevas inversiones para sostener la producción de petróleo y gas en el mediano y largo plazo.
Estos posibles acuerdos se inscriben en el marco de la reforma energética que entró en vigor el año pasado, con la cual el gobierno abrió la puerta a una mayor participación privada, aunque bajo esquemas donde el Estado mantiene un papel central.
¿Bajo qué tipo de contratos podrían operar estas empresas?
Hasta ahora, no se ha definido públicamente bajo qué modalidad participarían las compañías, en caso de recibir el visto bueno de Sener y Pemex.
Lo que sí se sabe, según las fuentes consultadas, es que estarían sujetas a los tipos de contratos previstos en la reforma energética vigente, la cual busca combinar inversión privada con control estatal.
Este punto es clave, ya que el diseño de los contratos ha sido uno de los factores que más ha influido en el interés —o desinterés— de grandes petroleras por operar en México.
¿Qué está pasando con los contratos mixtos impulsados por el gobierno?
La posible llegada de Chevron, Exxon y BP contrasta con los resultados iniciales de los contratos mixtos promovidos por la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo.
Estos contratos forman parte de la estrategia gubernamental para que, a partir de 2027, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) deje de respaldar financieramente a Pemex y la empresa productiva del Estado alcance una mayor autosuficiencia.
Sin embargo, la primera ronda de adjudicación tuvo un alcance limitado.
Solo se asignaron cinco contratos
Los ganadores fueron Consorcio Petrolero 5M del Golfo, Geolis, Petrolera Miahuapan y CESIGSA.
Su aportación conjunta se estima en alrededor de 40,000 barriles diarios.
Esa cifra representa apenas 2.2% de la meta nacional de 1.8 millones de barriles diarios fijada por el gobierno federal.
¿Por qué estos contratos no han resultado atractivos para grandes petroleras?
Especialistas citados por EL CEO señalan que el bajo interés de grandes jugadores internacionales se explica, en buena medida, por el nivel de riesgo de los contratos mixtos.
Bajo estos esquemas, las empresas privadas no tendrían el control del proyecto, lo que limita su capacidad de decisión sobre inversión, operación y recuperación de capital.
Esto, de acuerdo con analistas del sector, reduce el atractivo financiero frente a otros países donde las condiciones contractuales son más flexibles.
¿Qué implicaría para México que entren Chevron, Exxon y BP?
Si las negociaciones avanzan y se concretan proyectos, México podría:
Recibir capital fresco para exploración y extracción.
Aumentar la producción de crudo en aguas someras.
Aliviar parte de la presión sobre Pemex.
Ganar tiempo para enfrentar el reto estructural de su industria petrolera.
No obstante, cualquier acuerdo dependerá del diseño final de los contratos, de la evaluación técnica de los campos y del aval formal de Sener y Pemex.
Lo que sí está confirmado y lo que aún no
Información confirmada por fuentes del sector y por EL CEO:
Existen pláticas en curso con petroleras internacionales y mexicanas.
Las propuestas ya fueron presentadas a la Secretaría de Energía.
El objetivo es detener la caída de la producción en los próximos 10 años.
El comunicado oficial señala que esta disposición está respaldada por la normativa nacional y los convenios internacionales firmados por el Estado Plurinacional de Bolivia.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) emitió un comunicado en las últimas horas para aclarar que los extranjeros que ingresen al país con vehículos motorizados pueden realizar la carga de combustible con total normalidad en todas las estaciones de servicio de Bolivia.
Según el pronunciamiento oficial, esta medida se enmarca en la normativa vigente y en los convenios internacionales suscritos por el Estado Plurinacional de Bolivia.
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“La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el marco de la normativa vigente y de los convenios internacionales suscritos por el Estado Plurinacional de Bolivia, informa a la opinión pública que los extranjeros que ingresen al país con vehículo motorizado pueden realizar la carga de combustible”, señala el comunicado.
La ANH recordó además que, a nivel nacional, los vehículos bolivianos deben contar con el registro B-Sisa para acceder al carburante, requisito que no aplica para los motorizados con placa extranjera.
La entidad aseguró que existe combustible disponible en todas las estaciones de servicio del territorio nacional, tanto para usuarios nacionales como extranjeros.
Un millón de usuarios de la red domiciliaria de electricidad en el AMBA, zonas a cargo de Edenor y Edesur, estuvieron sin suministro durante casi tres horas en la tarde del jueves 15/1, otra vez debido a fallas en el Sistema, en medio de otra ola de altas temperaturas que afectó a la región. Una situación similar ocurrió hace dos semanas, poco antes de “alumbrar” el nuevo año.
Edenor describió ahora que “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”.
Y aseveró que “A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico”.
“La contingencia comprometió cerca de un tercio de la demanda total” de la red, se indicó, lo que generó interrupciones del servicio en varios partidos del conurbano bonaerense y zonas del norte de la Ciudad de Buenos Aires.
Por su parte, desde Edesur se destacó que “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”, indicó la compañía. En su pico se afectó a unos 200 mil clientes de la compañía.
Los cortes del suministro afectaron el funcionamiento numerosos semáforos porteños, el servicio en las líneas D y H de subtes.
Los cortes de electricidad afectaron a zonas de los barrios de Recoleta, Palermo, Caballito, Belgrano, Paternal, Villa Urquiza, y Villa Crespo, La Boca y Barracas, en CABA. Y también a zonas de San Isidro, Vicente López, Munro, Martínez, San Martín, Tigre, Haedo, Ciudadela, Tres de Febrero, y Ramos Mejía.
Desde la Secretaría de Energía se informó acerca de la situación en base a datos del ENRE, y a la 17.30 se comunicó “Todo normalizado. Restablecido el servicio al 100 % en Edenor y Edesur, según información de las empresas”.
Una falla en la estación transformadora de Morón de Edenor provocó que más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal sufrieran un corte en el suministro eléctricoen la tarde de este jueves. Tanto en este caso como en otros, los usuarios afectados cuentan con la posibilidad de realizar denuncias formales por falta de luz e iniciar el reclamo correspondiente ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
El de este jueves fue un evento que impactó sobre la red de alta tensión de 220 kV, en particular en las líneas que vinculan con la estación de General Rodríguez y que implicó la pérdida de alrededor de 3.000 megawatt de potencia. Esto es, cerca del 30% de la demanda de la región, en apenas unos segundos.
¿Quiénes pueden hacer una denuncia ante el ENRE?
Pueden presentar una denuncia todos los usuarios residenciales, comerciales e industriales que reciben el servicio de distribución eléctrica en la jurisdicción del ENRE, que abarca a los clientes de Edenor y Edesur en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense.
La denuncia ante el organismo regulador se realiza una vez que el usuario ya efectuó el reclamo correspondiente ante la distribuidora y no obtuvo una respuesta satisfactoria o considera que el corte no fue correctamente resuelto. Fuentes del sector recomiendan que la denuncia ante el ente se haga justo después de la denuncia ante la distribuidora.
¿Cómo hacer la denuncia?
El trámite es gratuito y puede realizarse de manera digital o telefónica. Antes de acudir al ENRE, es obligatorio contactar a la empresa distribuidora (Edenoro Edesur) y solicitar un número de reclamo. Este dato será indispensable para continuar con la denuncia.
El usuario debe acceder al portal oficial del ENRE y dirigirse a la sección de “Reclamos y denuncias”. Allí encontrará el formulario digital para completar con sus datos personales y la información del suministro afectado.
Entre la información solicitada se incluye:
Nombre y apellido del titular del servicio
DNI o CUIT
Número de cliente o de suministro
Dirección del punto afectado
Número de reclamo otorgado por la distribuidora
Fecha y hora aproximada del corte
Breve descripción del problema
Una vez cargados los datos, el sistema generará un número de trámite que permitirá hacer el seguimiento del caso.
¿Hay compensaciones por los cortes de luz?
Cómo y en qué circunstancias denunciar ante el ENRE.
La normativa vigente establece que los usuarios pueden acceder a bonificaciones automáticas por falta de suministro en su factura cuando se superan los límites de duración y frecuencia de los cortes permitidos.
Sin embargo, la denuncia ante el ENRE es un paso clave para que el organismo pueda evaluar la situación, auditar a la distribuidora y, en caso de corresponder, aplicar sanciones o exigir resarcimientos adicionales en caso de cortes prolongados o reiterados ( 4 o 5 en un mismo mes).
En qué casos no es posible hacer la denuncia
Antes de avanzar con cualquier trámite ante el ENRE es clave verificar si la interrupción fue anunciada con antelación. Tanto Edenor como Edesur están obligadas a informar con al menos 48 horas de anticipación cuando se trata de cortes programados por tareas de mantenimiento u obras planificadas.
Si el evento no fue comunicado previamente, el usuario puede avanzar con el reclamo por falta de suministro.
Una vez descartado que se trate de un corte programado, el reclamo puede orientarse a dos situaciones específicas:
Corte prolongado: cuando la interrupción se extiende durante 15 horas consecutivas o más.
Corte reiterado: cuando se registran cuatro o más interrupciones en un mismo mes calendario.
En ambos casos, además de solicitar la restitución del servicio, el usuario puede quedar habilitado para acceder a bonificaciones que luego se reflejan en la factura.
Existe una situación en la que no es obligatorio reclamar primero ante la distribuidora. Se trata de los usuarios de Edenor que residen en las islas del Delta del Paraná quienes pueden acudir directamente al ENRE cuando la falta de suministro se debe a fenómenos climáticos o a fallas en redes de media y alta tensión. Esta excepción está contemplada en la Resolución ENRE N.º 149/2025.
Estos son los canales de atención del ENRE
El ENRE dispone de distintas vías para realizar la denuncia:
Online: a través de los formularios disponibles en su sitio web, donde se debe seleccionar la opción correspondiente a corte prolongado o corte reiterado.
Telefónica: mediante las líneas gratuitas 0800-333-3000 y 0800-345-6000, disponibles las 24 horas, todos los días del año.
Presencial: en la sede de Suipacha 615, Ciudad de Buenos Aires, de lunes a viernes de 9 a 17. Para esta modalidad es obligatorio solicitar turno con antelación.
Una falla en la estación transformadora de Morón, una de las subestaciones de cabecera de Edenor, provocó un apagón que afectó a más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal. Allegados a la distribuidora indicaron que a las 16 de este jueves cerca de un 85% de los hogares afectados había recuperado el servicio. Pero no existen estadísticas oficiales porque la web de Cammesa, el organismo encargado del despacho de energía, y del ente regulador (ENRE) dejaron de actualizar la información del sistema eléctrico después del mediodía de hoy.
La falla registrada en la subestación de Morón provocó perturbaciones en la red eléctrica de 220 kV —en especial en las lineas que conectan con la estación de General Rodríguez—, por lo que en cuestión de segundos se desengancharon varias centrales de generación termoeléctrica que abastecen de energía al AMBA. En conjunto, se perdieron unos 3000 megawatt (MW) de potencia, un 30% del total que consume el Gran Buenos Aires.
Se vieron afectados localidades de zona norte del Conurbano como Tigre, San Fernando y también de los partidos de San Martín y Malvinas Argentinas. El corte se extendió en barrios de la ciudad de Buenos Aires como Palermo, Villa Urquiza, Saavedra y Belgrano, entre otros.
El impacto del apagón en el parque de generación
Por el inconveniente en la subestación de Morón, se desengancharon turbinas de generación TV9 de la central térmica (CT) Puerto Nuevo (272 MW) y las turbinas TV10, TG11 y TG12 (619 MW) de la CT Puerto. También se desengancharon las máquinas TG3 y TG4 de la Central Térmica Matheu de 116 MW y la turbina TV06 de la CT Puerto Nuevo (184MW).
El AMBA consume alrededor de 12.000 MW en días con climas calurosos como el de este jueves. La falla en Edenor se produce dos semanas después del corte masivo del 31 de diciembre en el área de la distribuidora Edesur, que dejó a 1.083.000 usuarios sin suministro eléctrico.
Una falla en la estación transformadora de Morón, una de las subestaciones de cabecera de Edenor, provocó un apagón que afectó a más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal. Allegados a la distribuidora indicaron que a las 16 de este jueves cerca de un 85% de los hogares afectados había recuperado el servicio. Pero no existen estadísticas oficiales porque la web de Cammesa, el organismo encargado del despacho de energía, y del ente regulador (ENRE) dejaron de actualizar la información del sistema eléctrico después del mediodía de hoy.
La falla registrada en la subestación de Morón provocó perturbaciones en la red eléctrica de 220 kV —en especial en las lineas que conectan con la estación de General Rodríguez—, por lo que en cuestión de segundos se desengancharon varias centrales de generación termoeléctrica que abastecen de energía al AMBA. En conjunto, se perdieron unos 3000 megawatt (MW) de potencia, un 30% del total que consume el Gran Buenos Aires.
Se vieron afectados localidades de zona norte del Conurbano como Tigre, San Fernando y también de los partidos de San Martín y Malvinas Argentinas. El corte se extendió en barrios de la ciudad de Buenos Aires como Palermo, Villa Urquiza, Saavedra y Belgrano, entre otros.
El impacto del apagón en el parque de generación
Por el inconveniente en la subestación de Morón, se desengancharon turbinas de generación TV9 de la central térmica (CT) Puerto Nuevo (272 MW) y las turbinas TV10, TG11 y TG12 (619 MW) de la CT Puerto. También se desengancharon las máquinas TG3 y TG4 de la Central Térmica Matheu de 116 MW y la turbina TV06 de la CT Puerto Nuevo (184MW).
El AMBA consume alrededor de 12.000 MW en días con climas calurosos como el de este jueves. La falla en Edenor se produce dos semanas después del corte masivo del 31 de diciembre en el área de la distribuidora Edesur, que dejó a 1.083.000 usuarios sin suministro eléctrico.
La empresa Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, emitió un comunicado esta tarde para explicar las razones que dejaron sin el servicio de electricidad a más de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
La compañía aseguró que 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».
El apagón afectó a un tercio de la demanda total de la distribuidora ubicado en el corredor norte y oeste del área de concesión.
En texto publicado en las redes sociales de Edenor, afirmaron que «inmediatamente luego de detectada la falla se activaron los protocolos operativos de reposición del suministro. A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico normalizado».
La Secretaría de Energía comunicó que a las 16.43 de hoy aún continuaban sin el servicio unos 175.000 usuarios de Edenor y otros 35.000 de Edesur. Mientras que a las 17.30 ambas distribuidoras aseguraron que el servicio se restableció en su totalidad.
Usuarios de Edesur también con cortes
El apagón de esta tarde también afectó a más de 200.000 usuarios de Edesur. En este caso, la compañía afirmó oficialmente que «lamentablemente se produjo una falla en el sistema de alta tensión de otra distribuidora, que por arrastre, afectó clientes en la zona de Edesur».
INFORMACIÓN IMPORTANTE
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. pic.twitter.com/s2rp9Nt68D
El ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), enmarcado en el sector Minería, y el plan de inversión presentado por MINAS ARGENTINAS SA para el proyecto único denominado “Carbonatos Profundos (DCP)”, a desarrollar en la provincia de San Juan, y que implicará una inversión de u$s 519 millones.
El objetivo de tal proyecto consiste en “la exploración de las concesiones mineras Gualcamayo 1 y Gualcamayo 2, la determinación de la factibilidad del yacimiento de reservas minerales de oro y plata denominado “Carbonatos Profundos”, y la construcción, puesta en marcha y operación de la planta de tratamiento de dichos minerales extraídos del Proyecto.
Economía aprobó la aplicación de los beneficios fiscales, cambiarios, aduaneros y de estabilidad jurídica contenidos en el RIGI para este proyecto minero a través de la Resolución 6/2026, ya oficializada.
El artículo 2 de la R-6/26 determinó como fecha de adhesión al RIGI del Proyecto “Carbonatos Profundos (DCP)” el día 27 de noviembre de 2025 en los términos dispuestos por la ley 27.742 (Ley Bases).
Asimismo, la Resolución establece que durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de esta norma, el Vehículo de Proyecto Único (VPU) MASA-SD deberá acreditar haber completado un monto de inversión en activos computables igual o superior al cuarenta por ciento (40 %) del monto de inversión mínima (u$s 200 millones), de acuerdo con lo establecido por la ley 27.742.
Entonces, también establece que, conforme el plan de inversión aprobado la Resolución, la fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte del MASA-SD (titular del proyecto) es el día 31 de diciembre de 2028.
En los considerandos de la Resolución 6/26 se describe que el Proyecto se encuentra ubicado en la región de Gualcamayo, a 270 km al norte de la Ciudad capital de la provincia de San Juan.
El solicitante del RIGI declaró que el Proyecto “implicará una inversión total en activos computables de quinientos diecinueve millones seiscientos cuarenta y siete mil seiscientos treinta y cinco dólares estadounidenses (u$s 519.647.635), superando el monto mínimo de inversión establecido por el decreto 749/2024.
Este Proyecto se encuentra enmarcado en el sector “Minería”, subsector “Minerales de primera y segunda categoría del Código de Minería de la Nación (excluidos potasio y litio)”, conforme lo dispuesto por el decreto 749/2024.
El monto inicial a invertir en activos computables durante los dos (2) primeros años desde la fecha de adhesión al RIGI serán, para el primer año, de u$s 46.741.254) y para el segundo año de u$s 43.858.696, conformando un total de u$s 90.599.950), superando el monto mínimo de inversión del cuarenta por ciento (40 %) dispuesto por la ley 27.742.
También se consideró que la empresa solicitante de los beneficios del RIGI presentó un plan de desarrollo de proveedores, conforme lo previsto por el decreto 749/2024, del cual surge 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 veinte por ciento (20 %) exigido por la normativa vigente.
El artículo 5 de la R-6/26 aprobó el listado de mercaderías que el VPU podrá importar bajo la franquicia dispuesta por el artículo 190 de la ley 27.742.
Se refiere a que las importaciones de bienes de capital nuevos, repuestos, partes, componentes y mercaderías de consumo, así como las importaciones temporarias efectuadas por los VPU adheridos al RIGI, se encontrarán exentas de derechos de importación, de la tasa de estadística y comprobación de destino, y de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales.
La Dirección Nacional de Inversiones Mineras puso igualmente en conocimiento del Banco Central (BCRA) el proyecto presentado por MASA-SD y concluyó que no existen observaciones que formular respecto de los aspectos cambiarios del citado Proyecto.
Economía encomendó a la Secretaría de Minería, en su carácter de área con competencia específica, la fiscalización y control del cumplimiento de las disposiciones de la ley 27.742 y sus normas reglamentarias.
DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo mediante el cual se incorporarán a la flota actual de DLS Archer, dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta. Esta incorporación se enmarca en el contrato suscripto con YPF anunciado en diciembre pasado, que posiciona a DLS Archer como un actor clave en la provisión de soluciones integrales para la industria energética.
Este acuerdo permite a ambas organizaciones potenciar su presencia en el mercado argentino, al tiempo que optimizan recursos y ofrecen soluciones de alto valor agregado que no solo impulsan la productividad, sino que también fortalecen la seguridad en sus operaciones. La visión compartida está centrada en la excelencia, la innovación continua y el cumplimiento de los más altos estándares en performance.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, resaltó la importancia de este acuerdo: “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).
El sector energético argentino atraviesa un momento de definiciones estratégicas que podrían reconfigurar su perfil exportador para la próxima década. Mientras la industria debate la velocidad de exploración en el Mar Argentino frente a los avances de países vecinos como Uruguay y Brasil, en el extremo sur del país la formación Palermo Aike comienza a consolidarse como la “hermana menor” de Vaca Muerta, con un potencial estimado de 10.000 millones de barriles de petróleo.
Este dinamismo se da en un contexto de consolidación productiva. Según el anuario 2025 del Mercado Electrónico de Gas (MEG) S.A., el país cerró el último año con un superávit comercial energético superior a los 6.900 millones de dólares, impulsado por un crecimiento del 34% en las etapas de fractura en Vaca Muerta y el inicio de proyectos clave como Fénix en la Cuenca Austral.
Estos indicadores no solo refuerzan la soberanía energética, sino que posicionan a la Argentina como un actor competitivo en un mercado global marcado por la volatilidad geopolítica.
Análisis: Los indicadores que marcan la agenda
A continuación, analizamos los datos clave que sustentan el impacto de estos nuevos yacimientos en la balanza comercial de 2026:
Superávit Comercial Récord: Argentina alcanzó un superávit de US$ 6.911 millones en los primeros once meses de 2025. Esto fue posible gracias a un incremento del 16% en las exportaciones y una caída del 19% en las importaciones energéticas.
Vaca Muerta en Máximos: El año pasado cerró con 23.896 etapas de fractura, un salto del 34% interanual. YPF lideró la actividad con el 52% del total, logrando hitos de eficiencia como pozos horizontales de más de 8.000 metros.
La irrupción de Palermo Aike: Con 12.600 km², esta formación en Santa Cruz busca replicar el éxito de Neuquén. Su ventaja estratégica radica en la cercanía a terminales marítimas, lo que facilitaría la exportación directa sin los cuellos de botella que hoy enfrenta la Cuenca Neuquina.
Competencia Offshore: Mientras Argentina procesa los datos del pozo Argerich-1, la región acelera. Uruguay y Brasil ya tienen compromisos de perforación para 2026-2027, lo que obliga al país a agilizar sus marcos regulatorios para no perder terreno en el Atlántico Sur.
Contexto Geopolítico: La reciente intervención de EE.UU. en el mercado petrolero de Venezuela plantea un nuevo escenario de competencia regional. Sin embargo, la calidad del crudo liviano argentino y la infraestructura ya ejecutada mantienen al país con una ventaja competitiva sólida para el 2026.
Este escenario refuerza la necesidad de estabilidad normativa para transformar el conocimiento geológico acumulado en producción real y constante.
El oleoducto VMOS unirá Neuquén con Río Negro y permitirá ampliar la salida de petróleo hacia el exterior, tras la obtención de un financiamiento sin precedentes para el sector energético local.
El proyecto permitirá transferir crudo directamente a buques de gran porte para su envío a mercados internacionales El Vaca Muerta Oil Sur, VMOS, el gasoducto ya está construido un un 50%, anunció esta tarde el ministerio de Economía.
“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”, destacaron en X desde la cartera que comanda Luis Caputo.
“La nueva infraestructura se extenderá por 437 kilómetros y permitirá transportar 550.000 barriles diarios para 2027″, detalló Economía.
Los detalles de VMOS
El megaproyecto energético que, prometen en el Gobierno, unirá el corazón de la Patagonia con los mercados internacionales, tiene al Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) en el centro . Se trata de una obra de infraestructura privada diseñada para transportar el petróleo producido en la cuenca neuquina hasta un puerto de aguas profundas en Río Negro, desde donde podrá exportarse a gran escala. La iniciativa representa un cambio estructural en la matriz exportadora local y marca un hito en la historia del sector hidrocarburífero argentino.
El VMOS es un oleoducto de 437 kilómetros de extensión que conecta la localidad de Añelo, en la provincia de Neuquén, con la terminal portuaria de Punta Colorada, en la costa atlántica de Río Negro.
La obra, impulsada por un consorcio de empresas liderado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, demandará una inversión total de 3.000 millones de dólares. Su ejecución busca resolver uno de los principales cuellos de botella de la industria: la capacidad limitada para evacuar y exportar el crudo extraído de Vaca Muerta, considerada una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.
El oleoducto VMOS conectará Añelo
El oleoducto VMOS conectará Añelo con Punta Colorada, facilitando la exportación de crudo de Vaca Muerta a gran escala (YPF) El proyecto destaca por su escala y tecnología. El tendido principal utiliza caños de 30 pulgadas (76 centímetros) de diámetro, lo que equivale al tamaño de un aro de básquet, y permite transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo una vez alcanzada su capacidad máxima en 2027.
En una primera etapa, prevista para fines de 2026, la infraestructura permitirá despachar 180.000 barriles diarios. Eso representa, aproximadamente, la mitad de la producción total actual de crudo del país y abre la posibilidad de generar ingresos por exportaciones de hasta 20.000 millones de dólares anuales.
El sistema contempla un tramo submarino de 15 kilómetros que conecta la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas mar adentro. Esto permitirá que buques de gran porte carguen el crudo directamente en alta mar, con capacidad para transportar más de dos millones de barriles por viaje. De esta manera, el VMOS facilitará la apertura de nuevas rutas de exportación y reducirá los costos logísticos de la industria.
Financiación
La magnitud del emprendimiento exigió una estructura financiera inédita. El consorcio VMOS S.A. firmar un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares con un grupo de 14 bancos internacionales, encabezados por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander. El crédito cubrirá el 70% del capital requerido, mientras que el 30% restante será aportado por las empresas integrantes del consorcio. Se trata del mayor financiamiento comercial para infraestructura en la historia del país y uno de los cinco más importantes del sector petróleo y gas en América Latina.
El préstamo tiene un plazo de cinco años y pagará una tasa variable de referencia internacional (SOFR) más 5,5%. La modalidad de project finance adoptada para la operación marcó la reapertura del mercado internacional de financiamiento para obras de este tipo en Argentina, que permanecía cerrado desde 2019. El proyecto se encuentra adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que permite acceder a beneficios fiscales y facilitar la llegada de capitales extranjeros.
La finalización del tendido principal se alcanzó en noviembre de 2025, con la última soldadura automática en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada. Según explicó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, la consolidación de Vaca Muerta como polo exportador, ahora con salida directa a través de Río Negro, proyecta la generación de 15.000 millones de dólares adicionales en exportaciones para los próximos años.
Venezuela posee muchos y variados recursos naturales y una memoria democrática que la dictadura chavista no ha logrado borrar en la mayoría de sus ciudadanos.
La salida del poder de Maduro genera varios interrogantes sobre la futura administración del gobierno venezolano. Seguramente, el inicio de este proceso de cambio estará caracterizado por una fuerte injerencia de Estados Unidos en las decisiones políticas y económicas de ese país, por lo menos mientras dure la administración Trump.
Independientemente de la incertidumbre coyuntural, la caída de Maduro no impactará a la economía de los países de América Latina con excepción, claro, de Cuba que históricamente ha dependido de algunos “servicios” y del petróleo venezolano. Tampoco en el mercado petrolero ni en el desarrollo de Vaca Muerta.
Venezuela atesora la principal reserva comprobada de crudo a nivel mundial. De acuerdo con informes de la EIA, Energy Information Administration cuenta con más de 300.000 millones de barriles o 300 billones de barriles (bb) de crudo pesado y extrapesado. Pero, solo produce 0,9 millones de barriles diarios (mbd), mientras que EEUU con reservas de 74 bb, (25% de Venezuela) es el mayor productor del mundo con 14 millones diarios,15 veces Venezuela. Es decir, no es cuestión de reservas sino de capacidad para ponerlas en valor.
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Venezuela llegó a producir en los 90, antes del chavismo, hasta 3,5 mbd y, para volver a conseguir esa producción, sería necesario invertir más de U$ 80.000 millones, dado el estado deplorable de equipos e instalaciones, y también tiempo, entre 5 y 10 años.
A pesar de la encendida e insistente convocatoria de Trump a las principales petroleras estadounidenses a invertir en Venezuela, la respuesta de estas ha sido muy cauta. No están dispuestas a participar mientras no se aclare el panorama institucional y legal en el país, y algunas como Conoco- Phillips y Exxon Mobile exigen antes pagos por más de USD 30.000 millones, por las expropiaciones de Chávez.
Razón no les falta a las petroleras, las condiciones de incertidumbre imperantes a corto y mediano plazo no son propicias para realizar inversiones de envergadura que inmovilizarán por décadas, máxime cuando la mayoría de las empresas convocadas ya fuera víctima del atropello chavista que le expropió activos, negocios y propiedades sin el correspondiente resarcimiento.
Chevron es la excepción, al haber desarrollado alguna actividad en Venezuela a instancias de acuerdos de la administración Biden con Maduro en 2022. Ha salido a buscar financiación por U$ 2000 millones que necesita para que no caiga la exigua producción actual e incrementarla en no más de 500.000 bd dentro de tres años. Mientras tanto, mantiene el statusquo a la espera de definiciones.
Por lo tanto, esta intervención de EEUU en Venezuela no incidirá en el precio del petróleo por ahora. Las exportaciones actuales, del orden de los 700.000 bd, se redireccionarán hacían las refinerías estadounidenses en las costas del golfo diseñadas para procesar crudo pesado, actualmente con capacidad ociosa, y dejará de venderle a China ese volumen.
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EE.UU obtiene un beneficio adicional, tal vez más importante. Al evitar esas exportaciones irregulares, que se liquidaban en yuanes o cripto monedas en mercados poco transparentes, se alentaba una alternativa al dólar, moneda excluyente en las transacciones del negocio petrolero y que significa para EE.UU el control de los mercados financieros mundiales desde el acuerdo alcanzado con Arabia Saudita en los ‘70.
También se beneficia Venezuela con el cambio ya que buena parte de las exportaciones eran para amortizar deudas con China y ahora, dependiendo del reparto que se acuerde con EE.UU de la renta petrolera, le ingresarán divisas por miles de millones de dólares, que servirán para empezar a estabilizar la destruida economía venezolana.
Demás está decir que la industria petrolera estadounidense tendría grandes beneficios con un revival petrolero venezolano, por cuestiones de mercado a futuro y por la necesidad de importar petróleo pesado. También veo un interés estratégico para los EEUU a largo plazo cuando la producción de los shale oil de las cuencas estadounidenses, comiencen a declinar su producción y entonces el petróleo de Venezuela puede constituirse en un interesante back up.
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Pero las características y plazos de ese revival hoy no se pueden definir. Dependen de múltiples interrogantes, además de los políticos, que comprenden la reorganización institucional del país, los precios del mercado, y las alternativas de inversión petrolera en otros lugares del mundo como, porque no, Argentina.
Otro aspecto muy importante y que puede condicionar el atractivo inversor en Venezuela es si el mundo va a volver a las políticas energéticas del siglo XX o retomará las del siglo XXI en el que se había acordado una agenda global para terminar con la combustión de hidrocarburos.
Hoy ya se habla poco de la transición energética hacia el denominado Net Zero ante la embestida de Trump con su “drill baby drill” y el lobby petrolero negando el cambio climático de origen antropogénico. Por el momento nada indica que en el corto plazo pueda cambiar la cosa.
La Provincia, a través del ministro de Desarrollo Productivo, reclamó que las tarifas reflejen la actual matriz energética, con predominio del gas neuquino -más barato-, y cuestionó el esquema vigente basado en un mix de abastecimiento y transporte.
Tras la presentación de Santa Fe, Nación dispuso investigar el esquema tarifario. Puccini afirmó que la tarifa de gas podría abaratarse hasta un 40 % y sumarle competitividad a las industrias santafesinas
Tras el planteo del Gobierno de la Provincia, la Autoridad Nacional de la Competencia dispuso investigar el esquema tarifario del gas. La presentación, que derivó en la investigación que se ordenó este lunes 12 de enero, la realizó el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini.
Tras varios meses, con respuesta de Enargas mediante, Nación escuchó el reclamo que afecta a más de 400 industrias santafesinas. Con el predominio del gas neuquino, más barato que el importado, las autoridades santafesinas insistieron en que si se actualiza la fórmula, podría reducirse hasta un 40 % la tarifa y mejorar la competitividad.
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“Con el gobernador Maximiliano Pullaro miramos cada tema, y le damos seguimiento, este planteo de revisar la tarifa y la composición, y ajustar a lo que corresponde, es un punto que seguimos de cerca porque si se resuelve a favor nuestro, ganan competitividad nuestras empresas”, señaló Puccini.
El Tribunal de Defensa de la Competencia dispuso este lunes 12 iniciar una investigación de mercado en los segmentos de distribución y comercialización de gas natural en el ámbito nacional a partir del planteo realizado por la Provincia meses atrás ante el Enargas, la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.
En ese pedido, Santa Fe advirtió que las tarifas vigentes no reflejaban la nueva matriz energética del país y que esa distorsión afectaba directamente la competitividad de más de 400 industrias santafesinas.
Un rediseño
Para el propio Enargas las distribuidoras de gas han realizado los contratos vigentes asociados a los sentidos de flujo del gas como si las cuencas mantuvieran los volúmenes que otrora producían. Sin tener en cuenta la nueva realidad. Para el organismo se está atravesando un período de transición y es por ello que todo el sistema tarifario asociado a la nueva realidad debe ser analizado por la Secretaría de Energía, lo que requiere de un rediseño y de los contratos vigentes.
Para el Enargas las inequidades entre las distintas zonas del país son consecuencia de las limitaciones en la infraestructura de transporte de gas, que fueron consecuencia de una política energética asociada a una política económica y de tarifas de transporte que limitaron el crecimiento de la infraestructura. Pero no resulta aceptable que el mix de transporte sea diferente para la misma categoría de clientes de la misma distribuidora.
Puccini recordó que “se está anunciando una medida que es consecuencia de un planteo que hicimos hace meses atrás al Gobierno nacional y también a los entes reguladores, con un tema muy importante que fue también un pedido de los industriales santafesinos, grandes consumidores y estaciones de servicio de GNC”.
El origen
El ministro santafesino explicó que “pagábamos un gas que venía de la cuenca neuquina, pero también de Salta, importado desde Bolivia. Eso hace un tiempo atrás dejó de suceder porque con mayores producciones de Vaca Muerta, todo el gas que recibe la provincia de Santa Fe viene de la cuenca neuquina”.
Por eso, Puccini insistió: “Se nos cobra una tarifa más cara con un mix de cuenca que ya no existe. Nuevamente Santa Fe está encabezando una mirada del interior productivo. Exigimos en su momento que esto sea revisado y hoy está anunciando que así será. Ojalá que esto suceda pronto porque si pasa tendremos un gas mucho más barato para quienes producen en Santa Fe y en otras provincias”.
Por su parte, el presidente de Enerfe, Rodolfo Giacosa, aportó: “La reversión del Gasoducto Norte cambió el mapa energético. Hoy el gas neuquino es predominante y más barato, pero la tarifa mayorista sigue atada a un mix de transporte que ya no existe”.
La Provincia estima que, si se actualiza la metodología, las tarifas para grandes usuarios podrían reducirse hasta un 40 %. Según Puccini, “la energía puede representar hasta el 40 % del costo operativo de una empresa. Corregir esta fórmula es dar aire a la producción y al empleo”.
Desde el gobierno de Maximiliano Pullaro se ratificó el compromiso de trabajar por condiciones justas para seguir creciendo. Puccini concluyó: “Argentina vive una nueva etapa energética. Es hora de construir un sistema que respete la realidad productiva y territorial del país. Santa Fe está dispuesta a liderar ese camino”.
El Enargas publicará en los próximos días una resolución que reorganizará de forma integral el sistema de transporte de gas natural. Es una medida postergada desde hace años que sincerará la realidad de cada cuenca productora de gas a partir de la irrupción de Vaca Muerta y afectará intereses creados de todos los actores del mercado, desde distribuidoras hasta petroleras. Cuáles son las empresas perjudicadas y quiénes se beneficiarán.
El Enargas avanza con la modificación de las rutas de transporte de gas: ganadores y perdedores en el nuevo esquema. La Secretaría de Energía está terminando de ajustar los detalles finales de una resolución que reestructurará la operatoria de uno de los tres segmentos estratégicos del mercado del gas natural en la Argentina.
Por instrucción de la cartera que dirige María Tettamanti, el ente regulador (Enargas) reasignará las rutas de transporte (gasoductos) por las que las empresas distribuidoras adquieren el fluido que luego entregan a hogares e industrias. El acceso a capacidades en el sistema de transporte es una condición necesaria para poder comercializar gas.
De ahí la preocupación de buena parte de los actores del mercado de gas, que desde hace más de 30 días vienen discutiendo el tema internamente con funcionarios del gobierno, que consideran que el reordenamiento del segmento de transporte de gas es condición sine qua non para impulsar una recontractualización entre privados —productores, distribuidoras, generadores y grandes usuarios— y avanzar con cambios en el mercado como el corrimiento del Estado (a través de Enarsa) de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno.
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La medida afectará, en la práctica, intereses creados tanto de empresas distribuidoras como también de petroleras y transportistas. ¿Por qué? Porque obligará a algunas distribuidoras a transferir contratos vigentes de transporte en firme en función de lo que determine en los próximos días el Enargas.
Es la primera vez en cuatro décadas que se toma una medida de esta naturaleza. En los hechos, activará un reseteo parcial de las relaciones comerciales entre los actores del mercado del gas. Será una especie de borrón y cuenta nueva que indefectiblemente arrojará empresas beneficiadas y otras que se verán perjudicadas.
La realidad del mercado de gas a partir de Vaca Muerta
La secretaria de Energía, María Tettamanti, es la principal impulsora de la reasignación de las rutas de transporte de gas. Fuentes cercanas al área energética del gobierno defendieron su decisión sobre la base de un hecho incontrastable: el cambio de la realidad material registrado en los últimos 15 años en las cuencas productoras a partir de la centralidad que evidenció Vaca Muerta como principal pulmón gasífero de la Argentina en desmedro de otras provincias cuya producción se desplomó.
En un despacho oficial lo pusieron en estos términos: “Estamos avanzando en una reorganización integral del sistema de transporte de gas para corregir distorsiones acumuladas durante años por la declinación de las cuencas Norte (Salta supo ser la segunda mayor productora de gas del país y hoy su oferta es casi inexistente) y Austral”.
“Muchas rutas de transporte firme fueron definidas cuando la disponibilidad de gas era distinta y hoy existen contratos en rutas que no pueden llenarse con gas real. Esto genera rutas inservibles y complica el abastecimiento de industrias del Litoral y la región Centro, que terminan buscando gas en cuencas donde ya no hay oferta disponible”, advirtieron.
Lo que sucede hoy en día es que el mix de cuencas resultante de los contratos de transporte que poseen algunas distribuidoras no refleja la realidad física de la red de gasoductos.
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“Durante años todos nos acostumbramos a fingir demencia porque hay empresas con contratos para comprar gas desde la cuenca del Noroeste que después terminan trayendo gas desde Neuquén o gas natural licuado (GNL) importado por (la empresa estatal) Enarsa desde la terminal de Escobar”, explicó el gerente comercial de una petrolera.
La reorganización de los contratos de transporte inevitablemente impactará en las empresas distribuidoras perfilando ganadores y perdedores.
Por eso, allegados a la Secretaría de Energía afirmaron que “la reorganización ajusta los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, garantizando un reparto más equitativo: primero se cubre la demanda prioritaria de las distribuidoras y el resto de contratos firmes”.
“Cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos vigentes entre transportistas y cargadores directos”, agregaron.
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Se espera que antes del 31 de enero el Enargas publique una resolución asignando nuevas capacidades de transporte en cada red troncal de gasoductos. Las distribuidoras estarán invitadas a adherir voluntariamente los cambios propuestos por el ente regulador —elaborados a partir de un estudio realizado por la consultora Novix—, pero lo más probable, según coincidieron fuentes públicos y privadas consultadas, es que en última instancia el gobierno termine instrumentando de forma discrecional las modificaciones porque algunas distribuidoras se negarán a validar la decisión del organismo.
“Este reordenamiento, al trasparentar la real disponibilidad de transporte firme, otorga una mejor información a los cargadores del sistema (distribuidoras, grandes usuarios y comercializadoras) que les permite tomar mejores decisiones a los efectos de comprar a futuro más trasporte forme, ya sea en el open season que haga TGS por la iniciativa privada (IP) o futuros open season que las transportistas puedan realizar”, defendieron fuentes cercanas al ente regulador.
Cambios profundos en el negocio del gas: ganadores y perdedores
Aunque la decisión de la Secretaría de Energía está amparada en razones eminentemente técnicas, generará cambios profundos en el negocio real del gas natural. Entre las compañías distribuidoras, Metrogas y Naturgy —las dos empresas que brindan el servicio en el área metropolitana de Buenos Aires— serán, a priori, las más perjudicadas porque deberán ceder contratos vigentes para transportar gas en firme por el sistema centro-oeste de gasoductos y buscar nueva capacidad de transporte para abastecer a sus clientes.
En el reverso de esa situación, EcoGas —la empresa que controla a las distribuidoras de Gas del Centro (que abastece Córdoba) y Gas Cuyana (Mendoza)— se verá beneficiada porque ampliará su acceso al sistema centro-oeste de transporte, que en el verano se utiliza para exportar gas hacia Chile.
La reorganización del sistema de gasoductos tendrá, por ende, un impacto colateral en el negocio de las empresas comercializadoras asociadas a las distribuidoras. Se trata de un segmento secundario al negocio regulado de distribución de gas que empezó a cobrar forma a fines de los ‘2000 como una alternativa que encontraron las distribuidoras —con el aval tácito de funcionarios kirchneristas— para obtener algo de rentabilidad en un contexto signado por el congelamiento tarifario que afectó la economía de los privados.
Al obligar a algunas distribuidoras a ceder a otras capacidad de transporte en firme, la decisión del Enargas achicará también el negocio de las comercializadoras asociadas que, en momentos de menor demanda residencial (prioritaria), utilizan esas rutas para vender gas a clientes industriales o incluso transfieren a cambio de un fee esa capacidad de transporte a petroleras que exportan gas durante los meses de verano.
De un relevamiento entre los principales productores —YPF, Pan American Energy (PAE), TotalEnergies, Tecpetrol, Harbour Energy, Pampa y Pluspetrol, entre otros— se desprende que el efecto de la medida aún es incierto.
El Instituto Vaca Muerta (IVM) incorporó a Pluspetrol como nuevo socio estratégico, con un aporte de US$ 1.000.000 destinado a impulsar la formación de futuros profesionales de la industria energética. La adhesión consolida al IVM como un centro de referencia regional en capacitación técnica especializada para el desarrollo del Upstream Oil & Gas vinculado a Vaca Muerta.
Desde el Instituto destacaron que la incorporación de Pluspetrol refuerza el carácter federal y multisectorial del proyecto, que busca complementar la oferta educativa existente y responder a las demandas operativas y tecnológicas del no convencional. El IVM se posiciona así como el único centro de formación técnica especializada en Upstream de alcance regional, con programas basados en prácticas reales y estándares internacionales de seguridad y eficiencia.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, subrayó que la llegada de Pluspetrol “reafirma la relevancia que este instituto tiene para toda la cadena de valor” y remarcó que la capacitación es clave para mejorar la competitividad y la seguridad de las operaciones en Vaca Muerta. En la misma línea, señaló que el desarrollo del sector requiere un compromiso sostenido y trabajo conjunto de toda la industria.
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El acuerdo fue firmado por Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina, y Instituto Vaca Muerta, representado por su presidente Lisandro Deleonardis. Desde la compañía indicaron que la inversión permitirá promover una formación práctica en instalaciones reales, orientada a cubrir perfiles críticos para la actividad.
La propuesta académica del Instituto contempla capacitación especializada en ocho áreas clave del Upstream: perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, plantas de tratamiento de agua y crudo, y plantas de tratamiento de gas. El programa inicial para nuevos talentos tendrá una duración de cuatro meses y una carga de 304 horas, con prácticas en un pozo escuela ubicado en Río Neuquén y formación técnica en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipado con simuladores y laboratorios de última generación.
Desde Pluspetrol señalaron que la iniciativa se alinea con su trayectoria de más de 45 años en Neuquén y con su objetivo de fortalecer el desarrollo de capacidades locales. Según estimaciones del sector, hacia 2030 la industria energética podría demandar hasta 50.000 nuevos empleos, lo que refuerza la necesidad de contar con formación técnica específica y de calidad.
El índice japonés Nikkei 225 cayó un 1%, mientras que los futuros de los índices bursátiles estadounidenses bajaron un 0,1% y los contratos indicaron aperturas más débiles para Hong Kong y China continental.
Las acciones comenzaron el jueves con una nota más débil después de que los indicadores de Wall Street retrocedieran a medida que los inversores abandonaban las acciones tecnológicas de alta valoración.
El índice japonés Nikkei 225 cayó un 1%, mientras que los futuros de los índices bursátiles estadounidenses bajaron un 0,1% y los contratos indicaron aperturas más débiles para Hong Kong y China continental. Por el contrario, los indicadores subieron en Corea del Sur y Australia. Todo ello después de que el índice Nasdaq 100, de gran peso tecnológico, cayera un 1,1% el miércoles y el S&P 500 cerrara un 0,5% por debajo debido a las pérdidas de los megacaps tecnológicos.
El petróleo cayó por primera vez en seis días después de que el presidente Donald Trump señalara que podría aplazar por ahora su intención de atacar a Irán. El West Texas Intermediate cayó un 1,7% el jueves. El oro y la plata cayeron tras haber alcanzado récords en la sesión anterior.
Las acciones asiáticas han superado las ganancias de Wall Street este año gracias a unas valoraciones relativamente más baratas y al optimismo sobre el comercio de inteligencia artificial. Por el contrario, las primeras semanas del año en EE.UU. han estado marcadas por una rotación a la baja de las gigantescas empresas tecnológicas, cuyos beneficios a toda prueba las convertían en apuestas seguras en momentos de incertidumbre económica.
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“Esta es una demostración de lo que ocurre cuando la rotación afecta a los valores que dominan los índices clave”, escribió en una nota Steve Sosnick, estratega jefe de Interactive Brokers.
Mientras tanto, el Tribunal Supremo de EE.UU. no se pronunció el miércoles sobre los desafíos a los aranceles de Trump, dejando al mundo a la espera hasta al menos la próxima semana para conocer el destino de su emblemática política económica.
En Asia, el won surcoreano está en el punto de mira después de que el secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, se refiriera a la excesiva caída de la divisa, ofreciendo un raro apoyo verbal mientras el won se desliza hacia su nivel más débil desde 2009.
“Los comentarios de Bessent pueden apoyar al won a corto plazo, pero los mercados pueden tener más influencia si sienten que los fundamentos y la política siguen en una trayectoria de empeoramiento”, dijo Brendan McKenna, estratega de Wells Fargo en Nueva York.
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La atención también estará puesta en Japón, donde la primera ministra Sanae Takaichi convocará elecciones anticipadas en la sesión parlamentaria que comienza a finales de este mes. La renta variable del país se ha disparado y el yen se ha visto presionado por los informes sobre unas elecciones anticipadas.
El yen fluctuó después de que Bessent hablara con el ministro japonés de Finanzas, Satsuki Katayama, y señalara la “indeseabilidad inherente a un exceso de volatilidad de las tasas de cambio”.
Volviendo a las acciones, aunque el S&P 500 cayó en medio de una caída de todas las acciones de las “Siete Magníficas”, más de 300 de sus firmas subieron en realidad. Los valores de pequeña capitalización siguieron obteniendo mejores resultados, y el Russell 2000 batió al S&P 500 por novena sesión consecutiva, igualando la racha más larga desde 1990.
En el frente macroeconómico, las ventas minoristas estadounidenses subieron en noviembre la mayor cifra desde julio, impulsadas por un repunte de las compras de automóviles y la resistencia de las compras navideñas. La inflación mayorista repuntó ligeramente por un aumento de los costos energéticos, aunque los precios de los servicios se mantuvieron sin cambios.
Algunos de los principales movimientos en los mercados:
Acciones
Los futuros del S&P 500 caían un 0,1% a las 9:27 a.m. hora de Tokio. Los futuros del Hang Seng cayeron un 0,3%. El Topix japonés apenas varió. El S&P/ASX 200 australiano subió un 0,4%. Los futuros del Euro Stoxx 50 cayeron un 0,2%.
Divisas
El índice Bloomberg del dólar al contado registró pocos cambios. El euro se cambiaba poco a $1,1643. El yen japonés se cambiaba poco a 158,49 por dólar. El yuan offshore apenas varió a 6,9688 por dólar.
Criptodivisas
El bitcoin cayó un 0,8% a US$96.735,86. El éter cayó un 0,9% a US$3.343.
Bonos
El rendimiento de los bonos del Tesoro a 10 años se mantuvo sin cambios en el 4,13%. El rendimiento de los bonos japoneses a 10 años bajó 3,5 puntos básicos hasta el 2,145%. El rendimiento de Australia a 10 años bajó 5 puntos básicos hasta el 4,67%.
Lejos de capitalizar la mayor disponibilidad de materias primas, el sector cerró noviembre de 2025 con fuertes caídas en producción, ventas internas y exportaciones.
Mientras Vaca Muerta consolida récords de producción de hidrocarburos y se posiciona como uno de los principales motores del sector energético, la industria química y petroquímica atraviesa una de las crisis más profundas de los últimos años. Lejos de capitalizar la mayor disponibilidad de materias primas, el sector cerró noviembre de 2025 con fuertes caídas en producción, ventas internas y exportaciones.
Un informe de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) revela que la producción total se desplomó 15% respecto de octubre y 18% en la comparación interanual. En el acumulado de los primeros once meses del año, la contracción alcanza el 6%, confirmando un deterioro sostenido que se profundizó hacia el final de 2025.
El mercado interno tampoco ofreció señales de alivio. Las ventas locales cayeron 9% en el mes, con un impacto especialmente severo en los subsectores vinculados a los agroquímicos finales. En términos interanuales, el retroceso fue del 21%, mientras que el acumulado anual muestra una baja del 17%, en un contexto de fuerte retracción de la demanda industrial y del consumo.
El frente externo, que históricamente funcionó como válvula de escape, tampoco logró compensar la caída doméstica. Las exportaciones retrocedieron 4% frente a octubre y 14% interanual. Entre enero y noviembre, el desempeño exportador quedó 1% por debajo del registrado en 2024, evidenciando un estancamiento que contrasta con el crecimiento de las ventas externas de hidrocarburos.
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La crisis ya tiene impacto directo en el empleo. Tal como informó Ámbito, la petroquímica Sealed Air despidió a 65 trabajadores tras fracasar las negociaciones con el gremio, en el marco de un “proceso global de optimización de recursos”. La compañía aplicó una reducción cercana al 40% de su plantilla, combinando despidos y retiros voluntarios, lo que derivó en un paro por tiempo indeterminado y la paralización total de la planta.
En este escenario adverso, la Pequeña y Mediana Industria Química (PyMIQ) mostró señales mixtas. La producción cayó 9% mensual, aunque mantiene un crecimiento interanual del 9% y un avance acumulado del 7%. Las ventas locales descendieron 7% en noviembre, pero crecieron 9% frente al mismo mes del año pasado. El dato más destacado fue el salto mensual del 27% en exportaciones, aunque la comparación interanual sigue siendo negativa (-20%) y el acumulado anual refleja una caída del 30%.
El deterioro del comercio exterior se tradujo además en una balanza comercial deficitaria. En noviembre, las importaciones del sector bajaron 0,21%, pero las exportaciones medidas en dólares se contrajeron 27%, lo que arrojó un déficit estimado del 16,5%.
A esto se suma un uso de la capacidad instalada que permanece lejos de niveles óptimos. Según la CIQyP, en productos básicos e intermedios el promedio fue del 67%, mientras que los productos petroquímicos alcanzaron el 79%, dejando en evidencia un importante margen de capacidad ociosa en una industria que debería ser estratégica para agregar valor a los recursos de Vaca Muerta.
El gas ya no es solo energía, es un activo financiero de alta velocidad: así es como los Hedge Funds se han adueñado del mercado EEUU y Qatar preparan una ofensiva de GNL que sumará un 11% al suministro mundial, forzando a las grandes petroleras a una guerra de precios.
El mercado energético global y europeo está viviendo una metamorfosis sin precedentes. Si hace apenas tres años el mundo contenía el aliento ante la escasez, hoy el escenario es el opuesto. Según Bloomberg, una “ola de suministros récord” está creando un “mercado de compradores” que durará hasta el final de la década.
Pero la noticia no es solo que hay más gas, sino que las reglas del juego para comprarlo y venderlo en Europa han cambiado para siempre: el gas ha dejado de ser una materia prima lenta para convertirse en un activo financiero de alta velocidad.
Los gigantes están despertando. El motor de esta saturación tiene nombres propios. Según datos de Bloomberg, la producción mundial de GNL creció un 6% en 2025 y la tendencia no ha hecho más que empezar. Este año, dos megaproyectos —Golden Pass en Texas y la masiva expansión de Qatar— comenzarán a bombear combustible, sumando por sí solos un 11% al total de las exportaciones globales una vez alcancen su capacidad máxima.
Esta realidad ha reconfigurado el tablero europeo. De acuerdo con un informe de S&P Global, Estados Unidos ya es el dueño absoluto del suministro en el viejo continente, representando el 77,53% de las importaciones en 2025. El mercado ya no refleja escasez, sino los síntomas de un “exceso de oferta” que está obligando a los precios a la baja, con el índice JKM (Asia) y el TTF (Europa) estrechando sus márgenes.
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El fin del horario de oficina: El gas se vuelve “hiperactivo”. Uno de los cambios más profundos no está en los barcos, sino en las pantallas de los traders. Según revela la newsletter Energy Daily de Bloomberg, el Intercontinental Exchange (ICE) ha extendido el trading de productos de gas y electricidad a 22 horas al día.
Este movimiento rompe con décadas de tradición. Antes, todos los traders se conectaban a las 8 a.m. en Ámsterdam para mirar los inventarios y las noticias del clima. Ahora, el mercado opera casi sin descanso para sincronizarse con Estados Unidos y Asia. Este movimiento permite reaccionar “instantáneamente” a titulares nocturnos sobre Irán o Ucrania. El resultado es una convergencia de precios global, pero con un riesgo: esta inmediatez puede amplificar los movimientos bruscos y la volatilidad en el corto plazo.
El desembarco de los Hedge Funds. Esta nueva liquidez y apertura horaria ha atraído a un jugador con hambre de riesgo: los Hedge Funds. Al no estar atados a activos físicos (como tuberías o barcos), estos fondos pueden apostar por la volatilidad pura. Como explica el análisis de Bloomberg, mientras los operadores tradicionales sufren por los márgenes bajos, los fondos de cobertura aprovechan las oportunidades de arbitraje que genera un mercado que nunca duerme. El gas se ha convertido oficialmente en un activo tan dinámico como el petróleo o las divisas.
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El respiro de las naciones emergentes. La saturación de oferta tiene un salvavidas humano. El desplome de los precios está permitiendo que naciones emergentes como Vietnam, India y Myanmar regresen al mercado. Tras ser expulsados por los precios prohibitivos de la crisis de 2022, estos países están absorbiendo el exceso de GNL para desplazar el carbón y alimentar sus crecientes redes eléctricas. Es este apetito asiático el que está evitando que el mercado colapse totalmente bajo el peso de la nueva oferta estadounidense y qatarí.
El punto engloba más allá. Y comos siempre está el factor geopolítico. Esta abundancia pone en un aprieto a gigantes como Shell y Exxon Mobil. Según Reuters, Shell ya sufre las consecuencias, con una caída en sus resultados de trading que pone en duda sus recompras de acciones de 3.500 millones de dólares.
Por su parte, la geopolítica de Donald Trump añade gasolina al fuego. Como ha tenido acceso Reuters, Trump ha presionado a las petroleras para revitalizar Venezuela tras la salida de Maduro, pero el CEO de Exxon, Darren Woods, se ha mostrado escéptico llamando al país “uninvestable”. Al mismo tiempo, el mercado vigila los aranceles de Trump a Irán, que según la gráfica de Bloomberg, han llevado el crudo Brent a rozar los 65 dólares, complicando la estrategia de unas “majors” que deben encontrar compradores para su excedente de gas en un mundo cada vez más volátil.
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El “Muro” Europeo. En Europa, la batalla no es por el gas, sino por la infraestructura. Ante la lentitud de las obras en tierra, la UE ha fiado su suerte a las FSRU (unidades flotantes de regasificación). Estos barcos son los “enchufes” móviles necesarios para procesar el gas que cruza el Atlántico.
En cambio, España es el ejemplo perfecto de la desconexión entre abundancia y transporte. A pesar de ser el “laboratorio renovable” de Europa, el país se ha topado con un muro técnico. El consumo de gas para electricidad subió un 26% en 2025 para actuar como “guardaespaldas” de la red y evitar apagones. No obstante, el año cerró situándose como el tercero más caro de la historia para el consumidor español. España tiene el gas en sus costas, pero no tiene “cables ni tuberías” (interconexiones) suficientes para aliviar el resto del continente o bajar su propia factura.
Nuevos desarrollos en minería e infraestructura, junto al fortalecimiento del gasto de los hogares, serán claves para dinamizar la economía, afirmó el Ejecutivo peruano, que prevé efectos favorables en empleo y consumo, según Denisse Miralles.
La ministra de Economía y Finanzas de Perú, Denisse Miralles, declaró que la inversión privada seguirá encabezando el crecimiento económico, destacando sus repercusiones en la generación de empleo, el incremento de ingresos y el fortalecimiento del consumo en los hogares peruanos.
De acuerdo con el comunicado difundido por el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), el Ejecutivo peruano proyecta que la economía del país registrará un crecimiento promedio anual del 3,2% entre 2026 y 2031. Según comunicó el MEF, este pronóstico se vincula con el desarrollo de nuevos proyectos mineros, la expansión de la cartera de infraestructura y el sostenido respaldo al gasto de los hogares.
Según informó el Ministerio, las previsiones oficiales se integran en el Informe Preelectoral 2021-2026 y responden a los lineamientos que postula el gobierno presidido actualmente por José Jerí. En el documento, el Ejecutivo precisa que la economía será dinamizada, en los próximos años, especialmente por el avance de diversas iniciativas en minería e infraestructura.
Entre los principales proyectos mineros mencionados figuran Zafranal, la optimización de Cerro Verde y Tía María, los cuales están contemplados para iniciar su desarrollo a corto plazo. Además, las autoridades consideran el impulso de otros proyectos significativos como La Granja, Los Chancas y Michiquillay, que se sumarían al crecimiento del sector.
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Dentro de la estrategia para dinamizar la economía, la administración peruana otorga un lugar relevante al desarrollo de infraestructuras. El informe oficial del MEF hace referencia tanto a la segunda etapa del megapuerto de Chancay como al reacondicionamiento de lotes de hidrocarburos como ejemplos de proyectos de amplia envergadura en la cartera estatal.
Estas inversiones forman parte de un conjunto de obras que, según publicó el MEF, buscan fortalecer las bases productivas y logísticas del país, acompañando simultáneamente el fortalecimiento de la demanda interna.
El Gobierno detalló que el consumo doméstico se mantendrá como uno de los pilares del crecimiento durante el periodo analizado. Según enfatizó la ministra Denisse Miralles en el comunicado citado por el MEF, el gasto privado asociado a estas inversiones de gran escala permitirá “efectos positivos sobre el empleo, los ingresos de los hogares y el fortalecimiento del consumo”.
El Ejecutivo sostiene que la demanda interna mostrará una tendencia sostenida al alza, alimentada principalmente por el sector privado, lo cual se traducirá en una mayor estabilidad de indicadores laborales y un contexto propicio para el consumo de las familias peruanas.
El MEF precisó que las perspectivas de crecimiento económico consideran el buen desempeño previsto para la industria extractiva y la construcción, actividades que, de acuerdo con el Gobierno, ejercerán un efecto multiplicador en cadenas productivas conexas. En este sentido, el Ejecutivo señala que la ejecución de proyectos mineros y la expansión de infraestructuras facilitarán el acceso a mercados, mejorarán la conectividad y fortalecerán los ingresos de diversos actores económicos.
Tras la captura de Nicolás Maduro, Estados Unidos concretó su primera operación de venta de petróleo venezolano por un monto estimado en u$s500 millones, según confirmó un funcionario del Gobierno estadounidense. De acuerdo con esa misma fuente, se prevén nuevas transacciones petroleras en el corto plazo, tanto en los próximos días como en las semanas subsiguientes.
Desde la ofensiva militar lanzada por Washington contra Venezuela y la posterior captura del presidente Nicolás Maduro, a comienzos de este mes, el mandatario estadounidense Donald Trump dejó en claro su intención de explotar las enormes reservas de hidrocarburos del país sudamericano.
El viernes pasado, Trump afirmó que el sector petrolero destinaría al menos u$s100.000 millones a la reconstrucción de la debilitada industria energética venezolana, aunque no precisó el origen ni el respaldo concreto de esa cifra, afirmación que generó dudas incluso dentro del propio sector.
“Hoy no es viable invertir”, advirtió con preocupación el director ejecutivo de ExxonMobil, Darren Woods, al enumerar los obstáculos legales y comerciales existentes. “Antes de cualquier desembolso, habría que establecer marcos regulatorios claros para evaluar si una inversión puede generar algún retorno”, sostuvo.
Tras el extenso encuentro del viernes pasado, Trump y sus principales asesores no lograron obtener compromisos concretos por parte de las empresas para realizar inversiones multimillonarias en Venezuela.
Si bien este miércoles no trascendieron detalles específicos sobre la primera venta, la portavoz de la Casa Blanca, Taylor Rogers, señaló en un comunicado que “el equipo del presidente Trump está promoviendo conversaciones constructivas y permanentes con compañías petroleras dispuestas a realizar inversiones sin precedentes para recuperar la infraestructura energética venezolana”.
Tras concretar su primera venta de petróleo venezolano, Estados Unidos confiscó otro buque petrolero en el mar Caribe. El Gobierno estadounidense informó que infantes de la Fuerza de Tarea Conjunta Southern Spear “detuvieron al petrolero Verónica sin incidentes”.
El U.S. Southern Command compartió un video del operativo que llevaron adelante, en redes sociales, para confiscar el buque petrolero llamado “Verónica”.
Through #OpSouthernSpear, the Department of War is unwavering in its mission to crush illicit activity in the Western Hemisphere in partnership with @USCG through @DHSgov and @TheJusticeDept.
In another pre-dawn action, Marines and Sailors from Joint Task Force Southern Spear,… pic.twitter.com/brxO9xXUu3
“En otra acción antes del amanecer, infantes de marina y marineros de la Fuerza de Tarea Conjunta Southern Spear, en apoyo del Departamento de Seguridad Nacional, zarparon del USS Gerald R. Ford (CVN 78) y detuvieron al petrolero Verónica sin incidentes”, informaron.
Según explicaron, el Verónica es el último petrolero en “operar desafiando la cuarentena impuesta por el presidente Trump a los buques sancionados en el Caribe, lo que demuestra una vez más la eficacia de la Operación Southern Spear”.
En esa línea remarcaron que “el único petróleo que saldrá de Venezuela será el que se coordine de forma adecuada y legal”.
El sector agropecuario del norte bonaerense, especialmente en Ramallo, expresó su preocupación ante el reciente aumento del 50% en las tasas municipales y la instauración de un nuevo impuesto sobre los combustibles, aprobado por mayoría en el Concejo Deliberante local.
Alberto Coscia, presidente de la filial Ramallo de la Federación Agraria Argentina (FAA), fue enfático al solicitar una reunión con el intendente Mauro Poletti para dialogar sobre estas medidas. “Queremos que nos reciba el intendente, no podemos seguir sumando costos a la producción”, afirmó, destacando el impacto directo de estas decisiones en la actividad agropecuaria.
El dirigente señaló además una contradicción con las políticas nacionales, ya que, mientras a nivel nacional se han registrado pequeñas reducciones impositivas, a nivel municipal se implementa esta nueva carga tributaria que afecta incluso al GNC, destinada supuestamente al mantenimiento de los caminos rurales.
Desde la FAA recordaron que en julio de 2025 mantuvieron un encuentro con el intendente para establecer un canal de comunicación fluido y consensuar iniciativas que involucren al sector. Sin embargo, mostraron sorpresa por la falta de diálogo previo a la aprobación de este proyecto.
Uno de los puntos más cuestionados fue el porcentaje del aumento, que desde la filial consideran desproporcionado frente a la inflación reciente y las proyecciones para 2026. Además, advirtieron que el municipio ya recibe recursos destinados a la red vial, como la tasa específica para propietarios rurales, la tasa de estacionamiento de camiones y fondos provinciales, lo que pone en duda la necesidad de crear un nuevo gravamen.
Los productores también denunciaron el estado crítico de la infraestructura rural, con caminos en mal estado y escaso mantenimiento, un problema especialmente preocupante ante el inicio de la próxima cosecha gruesa.
Coscia resaltó la situación económica delicada del sector tras tres años consecutivos de sequía. “Los costos son altos para la producción y muchos recién están respirando luego de lo que fueron tres años de sequía en la zona”, alertó, y advirtió que cualquier aumento extra podría poner en riesgo la continuidad de pequeñas y medianas explotaciones.
Desde la FAA Ramallo aclararon que no se oponen a la existencia del Estado ni al cobro de impuestos, pero exigieron mayor eficiencia y transparencia en la administración de los recursos públicos. “Creemos en una adecuada administración de los recursos que aportan los ciudadanos”, remarcaron, y destacaron que un aumento de tributos no garantiza por sí mismo mejoras en los servicios.
Compararon la situación con distritos vecinos donde, según indicaron, se logra mantener una buena transitabilidad rural sin recurrir a incrementos significativos ni a nuevos tributos. “Hay ejemplos cercanos que demuestran que con gestión y planificación se pueden sostener los caminos en buen estado”, señalaron.
Por último, los referentes agrarios esperan una convocatoria oficial para revisar la medida y evaluar alternativas, insistiendo en la necesidad de abrir un espacio de diálogo antes de que estas nuevas cargas impacten con fuerza en un sector aún en proceso de recuperación.
En el marco del traspaso definitivo de los yacimientos de YPF a la empresa provincial Terra Ignis, a través de una gestión del secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Tierra del Fuego, Luis Alberto Sosa, el secretario de prensa del gremio, René Vergara, participó de una reunión de trabajo junto al presidente del directorio de Terra Ignis, Maximiliano D’Alessio, el jefe de gabinete Jorge Canals y la ministra de Obras y Servicios Públicos, Gabriela Castillo.
Tras el encuentro, Vergara valoró el espacio de diálogo y la información brindada sobre el proceso que se encuentra en marcha “Estuvimos charlando sobre lo que se firmó ayer, ya el traspaso definitivo de YPF a Terra Ignis. Fuimos convocados para interiorizarnos un poco más de todo lo que viene sucediendo, desde el voto en la Legislatura hasta el día de hoy”, señaló.
El dirigente gremial destacó que uno de los ejes centrales de la reunión fue el esquema que se abre a partir de la convocatoria a nuevas empresas. “Ya se inició el llamado a convocatoria de empresas. Hay un plazo hasta el 15 de febrero para que se presenten y para empezar a ver quiénes van a ser los socios de Terra Ignis en esta nueva etapa”, indicó.
En ese sentido, subrayó la importancia de que el sindicato pueda acompañar de cerca este proceso. “Para nosotros es fundamental estar en conocimiento y en contacto, para que todo se dé de la mejor manera posible y no haya inconvenientes más adelante”, afirmó.
Vergara remarcó además la importancia de esta nueva etapa para el desarrollo energético de la provincia y el rol del sindicato en el acompañamiento del proceso. “Las expectativas siempre tienen que ser satisfactorias. Nosotros vamos a apoyar en todo para que las empresas vengan a invertir, para que haya más exploración, más recursos y más trabajo”, expresó.
Finalmente, señaló que esta etapa genera expectativas en torno al desarrollo energético de Tierra del Fuego. “Vamos a apoyar todo lo que tenga que ver con inversiones, exploración y crecimiento de la actividad en la provincia. Esa es la expectativa que tenemos y por eso estamos acompañando este proceso”, concluyó.
El Gobierno de Bolivia promulgó el decreto 5517 y declaró una emergencia energética y social para todo el país, en respuesta a la fuerte crisis económica que cerró 2025 con una inflación acumulada del 20,40%. La norma autoriza de forma excepcional la importación y venta libre de combustibles para garantizar suministro y estabilizar urgentemente la economía.
El decreto permite que cualquier persona, natural o jurídica, pueda importar, vender y comercializar productos derivados del petróleo a precios de importación o a la entrada en terminales de almacenamiento, siempre que cuente con capacidad propia o alquilada. Las medidas son temporales y se aplican en todo el territorio nacional para mejorar el abastecimiento.
Ante el déficit de combustible, la norma eliminó la condición de sustancia controlada para el diésel, una disposición que busca asegurar el suministro continuo para transporte, producción y la agroindustria. En la práctica, el gobierno presenta estas acciones como parte de la emergencia energética y social, de carácter excepcional y de implementación inmediata.
La medida se adoptó tras intensas negociaciones con la Central Obrera Boliviana y organizaciones de obreros y campesinos que previamente bloquearon carreteras. El gobierno y los sindicatos acordaron un nuevo texto que ratificó la retirada de la subvención y fijó ajustes que permitieron el cese de protestas y el despeje de las rutas.
El decreto lo explica así: “El presente Decreto Supremo tiene por objeto establecer y adoptar medidas excepcionales destinadas a garantizar el abastecimiento de combustibles y energía; reactivar la producción, con la finalidad de devolver la calidad de vida a las y los bolivianos y garantizar la reconstrucción integral de la economía boliviana”.
Cómo quedaron los precios tras el estado de emergencia en Bolivia
El decreto 5516, que acompañó las negociaciones, fijó nuevos precios: 6,96 bolivianos (US$1) por litro de gasolina especial, 11 bolivianos (US$1,58) la premium y 9,80 bolivianos (US$1,40) para el diésel. Esos montos implican aumentos de cerca del 86% y del 162% respecto de las tarifas subvencionadas anteriores. Las cifras se mantendrán vigentes según lo establecido.
El Ejecutivo, del presidente Rodrigo Paz, justificó las medidas por la escasez de dólares y la crisis macroeconómica y las calificó de “excepcionales, temporales e inmediatas” para reactivar la producción y devolver la calidad de vida. Los sindicatos alertaron sobre el riesgo de venta de empresas estatales a capitales extranjeros, extremo que el gobierno negó enfáticamente.
El Gobierno de Río Negro destacó el avance histórico del oleoducto VMOS, entre Allen y Punta Colorada, una obra que ya se inscribe como uno de los hitos energéticos más relevantes de la provincia. El último año, se completó 437 km de tendido de ductos y se alcanzó casi la totalidad de las pruebas hidráulicas. Mientras tanto, continúan obras en estaciones, válvulas y terminal para exportar crudo al mundo.
Con esos hitos técnicos, la obra avanza ahora en la etapa de integración y terminación: pruebas por tramos, cruces especiales, instalaciones de operación y la consolidación de la terminal de almacenamiento y despacho en la costa rionegrina.
Cabe recordar que, en este marco, el gobernador Alberto Weretilneck recorrió el pasado sábado los avances de la obra, donde se construyen seis tanques de almacenamiento que integrarán la futura terminal de exportación de petróleo, y destacó la magnitud de un proyecto que trasciende las fronteras provinciales, por su impacto estratégico no solo para el desarrollo productivo y energético de Río Negro, sino también para el crecimiento y la proyección energética de la Argentina.
A lo largo del año, VMOS alcanzó pasos clave que ordenan el cronograma hacia la puesta a punto:
Acuerdo y reglas claras para la inversión: la Provincia firmó un entendimiento que prevé más de U$S 1.000 millones en 13 años para Río Negro e incluye compromisos como 80% de mano de obra local y compras en la provincia.
Inicio programado de pruebas hidráulicas: en julio se informó el cronograma de inicio de las pruebas y comenzó el avance de las soldaduras hacia Punta Colorada.
Última soldadura automática: en noviembre se celebró la concreción de la última soldadura automática en el ingreso a la terminal de Punta Colorada, cerrando una etapa central del tendido.
Desde la Secretaría de Hidrocarburos provincial mostraron un informe técnico que detalla los avances. Allí se indica que se completó el tendido troncal y que las pruebas hidráulicas alcanzaron el 84% (367 km probados).
Continúan los trabajos en los tanques de almacenamiento TK-7 y TK-8 (77% y 55% de avance de virolas), además de cañería colectora, sistema contra incendios y obras civiles para equipos y edificios auxiliares.
Además, se instalaron 13 de 28 válvulas de bloqueo, junto a casetas de energía y comunicación y obras asociadas. Se ejecutan tareas preparatorias para la perforación direccional en margen norte; y, en margen sur, hay un tramo soldado y probado listo para la inserción, con obras pendientes en el punto de inserción.
En Chelforó (EB1) avanzan obras civiles, instalación de cañería de ingreso y piping interno, y estructuras para trampas receptoras de scraper. En la Estación de Bombeo 2, se ejecuta movimiento de suelos y preparación de fundaciones y bases.
Se construyeron las bases de los seis tanques (con protección catódica, excepto TK403) y hay tres tanques en construcción (TK404, TK401 y TK406), además de bases del sistema contra incendios y trampas de scraper.
La Provincia acompaña la obra con presencia en territorio y controles para garantizar que la inversión se traduzca en empleo y desarrollo local. En octubre, una inspección oficial en la cabecera Allen registró 420 trabajadores activos, de los cuales 360 eran rionegrinos, superando el porcentaje exigido por la normativa provincial.
Al respecto, el gobernador subrayó el impacto laboral del proyecto y afirmó: “Lo prometimos y lo cumplimos”, al informar que el VMOS ya generaba más de 5.000 empleos con fuerte participación de mano de obra local.
Con el tendido completado, el foco continúa en: finalizar pruebas hidráulicas, completar cruces, avanzar en válvulas y estaciones de bombeo, y acelerar el montaje de tanques e infraestructura de la terminal en Punta Colorada para el despacho. El objetivo es que a principios de 2027 puedan comenzar las primeras exportaciones desde el Golfo San Matías.
China endurece su política fiscal para proteger la producción de paneles solares y baterías de litio.
El mercado mundial de energías renovables espera que en 2026 los precios de los paneles solares y las baterías de litio aumenten considerablemente por medidas fiscales que acaba de anunciar el gobierno de China.
La reestructuración de la política de subsidios a las exportaciones que impulsa el gobierno de Xi Jinping generará un aumento de los costos para los exportadores chinos de paneles solares y baterías y podría provocar una suba de los precios para los proyectos de energías renovables en la Argentina y el mundo.
En concreto, el Ministerio de Finanzas deChina anunció que a partir del 1° de abril eliminará la devolución delImpuesto al Valor Agregado (IVA) a las exportaciones de paneles solares. La medida la tomó en conjunto con la Administración Tributaria Estatal.
Al mismo tiempo, el gobierno chino también anunció la reducción de un 9% a un 6% a partir de abril de los reembolsos del IVA a las exportaciones de bateríasde litioy la eliminación total de la devolución de impuestos a partir del 1° de enero de 2027.
El anuncio sobre productos tecnológicos para almacenamiento de energía abarca a baterías de iones de litio, baterías de flujo redox de vanadio y materiales como el hexafluorofosfato de litio, manganato y óxido de litio y níquel, cobalto y manganeso.
China busca proteger la producción de paneles solares
La medida la tomó el Ministerio de Finanzas y la Administración Tributaria Estatal de China.
China ya había tomado una medida similar en diciembre de 2024, cuando redujo los reembolsos del impuesto a las exportaciones de los paneles del 13% al 9% para contrarrestar la fuerte baja de los precios en el sector por las tensiones comerciales internacionales.
El país asiático controla casi el 90% de la producción de paneles solares y baterías en el mundo. La medida del gobierno de Xi Jinping apunta a que los precios frenen de inmediato su caída para luego aumentar con el correr de los meses.
La Asociación de la Industria Fotovoltaica de China señaló que la medida debería ayudar a frenar una caída excesiva de los precios de exportación a largo plazo, ya que los productos fotovoltaicos de ese país enfrentan una competencia cada vez más intensa en los mercados extranjeros, según publicó la agencia Reuters.
Además, la entidad industrial reiteró el pedido a los fabricantes de paneles para que dejen de vender los productos por debajo de los costos y remarcó que algunos exportadores chinos utilizan los beneficios impositivos como un descuento de precios para los compradores extranjeros en un mercado con exceso de oferta de paneles.
«La reducción o cancelación oportuna de los descuentos a las exportaciones de productos fotovoltaicos puede ayudar a promover un retorno racional de los precios en el mercado externo y reducir el riesgo de fricciones comerciales», finalizó la entidad industrial china.
Dioxitek alcanzó un nuevo récord de producción en su planta en Córdoba.
Dioxitek alcanzó un nuevo récord anual de producción de dióxido de uranio durante el 2025. Desde la empresa apuntaron que este hito permite pensar que se puede llegar a satisfacer la demanda total de las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse y evitar la importación de dióxido.
La empresa estatal anunció que produjo 190 toneladas de dióxido de uranio de grado nuclear durante 2025, marcando un nuevo récord de producción anual de este insumo utilizado para la fabricación de los elementos combustibles que abastecen a las centrales nucleares argentinas. Las centrales argentinas demandan unas 230 toneladas por año.
El principal servicio que Dioxitek ofrece es la transformación del concentrado de uranio en dióxido de uranio en su planta de conversión en Córdoba.
«Este hito fue posible gracias al proceso de saneamiento y reordenamiento integral de Dioxitek, sumado a la planificación y al impulso de procesos de mejora en la planta productiva de dióxido de uranio en Córdoba. También fue posible gracias al esfuerzo y compromiso de todo el personal de planta que llevó adelante la tarea», indicaron desde la empresa.
Operación en Córdoba
Econojournal informó que en la empresa estan trabajando para garantizar e inclusive incrementar la producción de dióxido de uranio en Córdoba.
La empresa renegoció a finales de 2024 la tarifa que Nucleoeléctrica, la empresa generadora nuclear estatal, abona por el servicio de conversión a dióxido de uranio. La nueva tarifa le permitió a Dioxitek solucionar la urgencia económica en la que se encontraba la empresa y afrontar obras vitales para mantener la operación en la planta de Córdoba.
La inversión de capital requerida en Córdoba asciende a US$ 14 millones, en un plan diagramado a cinco años. Con esta inversión sería posible elevar la producción en Córdoba hasta por lo menos 200 toneladas de dióxido de uranio por año.
En paralelo, Nucleoeléctrica trabaja para poder utilizar combustible con uranio levemente enriquecido (ULE) en Atucha II, lo que generaría un ahorro de 50 toneladas anuales en el consumo de dióxido. El combustible ULE se viene utilizando en Atucha I desde finales de la década de 1990.
De esta manera, Dioxitek podrá garantizar el abastecimiento pleno para las centrales argentinas.
Cómo Dioxitek produce el dióxido de uranio
El dióxido de uranio de pureza nuclear grado cerámico se fabrica a partir de diferentes materias primas: el concentrado de uranio (U3O8, también conocido como yellowcake), scraps (restos) de dióxido de uranio y el diuranato de amonio.
Estos componentes atraviesan un proceso físico-químico de purificación y conversión hasta llegar al polvo de dióxido de uranio (UO2) de calidad nuclear, insumo que es utilizado para la fabricación de pastillas que sirven como elementos combustibles en las tres centrales nucleares de nuestro país.
El Gobierno nacional elevó al Senado su propuesta para designar a las nuevas autoridades del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), el nuevo organismo unificado con el cual la actual gestión dará por finalizado el proceso de normalización de los entes de contralor y regulación del sector energético.
La propuesta, que lleva la firma de la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti, busca cubrir los cargos de Presidente, Vicepresidente y tres Vocales para el nuevo organismo unificado.
La selección de los candidatos fue el resultado de un proceso técnico que comenzó con la conformación de un Comité de Selección mediante la Resolución SE N° 479/2025. Este cuerpo estuvo integrado por Osvaldo Ernesto Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo.
Tras una etapa de evaluación de antecedentes y entrevistas personales, el Comité elevó las ternas correspondientes a la Secretaría de Energía, la cual, a través del Ministerio de Economía, trasladó la recomendación final al Poder Ejecutivo.
Llamó la atención la ausencia de Carlos Casares, actual interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) que es quien viene desempeñando el cargo desde que empezó la gestión del presidente Javier Milei, pero no está referido para integrar el nuevo directorio.
Los perfiles del presidente y vice
A partir de ese análisis de los postulantes, el gobierno propone al Senado cinco funcionarios para cubrir los perfiles propuestos para conducir la regulación energética. Para la presidencia del ENRGE se propone a Néstor Marcelo Lamboglia y como vicepresidente a Vicente Serra. En tanto los vocales son Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone.
Néstor Marcelo Lamboglia: Es el actual interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) e integrante del Grupo de Asesores de la Secretaría de Energía. Anteriormente, desempeñó funciones como Asesor Jurídico Argentino de la Entidad Binacional Yacyretá.
Lamboglia es un abogado con amplio recorrido en el sector eléctrico, fue el único colaborador que se sumó a la conducción del ENRE durante la la gestión de Osvaldo Orlando, que fue el interventor que reemplazó a Darío Orbe. Rolando, a su vez fue uno de los tres integrantes del comité que se encargó de proponer las ternas para cada una de las cinco posiciones del nuevo directorio del ente regulador.
De acuerdo a la idea del Gobierno del nuevo ente, Lamboglia va a ser el encargado de imprimir el ritmo de gestión y de armar la estructura del ENRGE en interlocución con el Gobierno nacional, es decir, con la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía, como persona de confianza tanto de María Tetamanti como de Daniel González.
Vicente Serra. Se desempeña como presidente de la firma Intelligence Energy Solutions. Su trayectoria en la función pública incluye el cargo de Director Nacional de Refinación y Comercialización, además de haber sido asesor de la intervención de Yacimientos Carboníferos Fiscales.
Serra, también es otro histórico del sector eléctrico que pasó por las principales consultoras técnicas del área y que quien se le reconoce en la industria por haber sido el único de los cinco integrantes que tiene un paso tanto por el sector eléctrico como el de gas natural. Puede funcionar como un puente entre ambas áreas en el nuevo esquema unificado.
El candidato a la vicepresidencia del ENRGE Se sumó a la administración de La Libertad Avanza de la mano del ex jefe de Gabinete Nicolás Pose, asesorando específicamente a Rolandi. Tiene una buena articulación con actores de la actual gestión energética y tuvo un paso, en su momento, con el Enargas durante la gestión de Antonio Pronzato.
El aporte técnico de los vocales
Vocal Primero Marcelo Nachón. Actualmente forma parte del Consejo Asesor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Posee experiencia en el sector privado en el área de Gerenciamiento de Proyectos Especiales de Wintershall DEA Argentina SA y ocupó la Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos.
Nachón es un directivo eminentemente técnico del sector de gas natural, fue colaborador de la Secretaría de Energía en el área, de perfil bajo pero sólido en términos técnicos y regulatorios.
Vocal Segunda Griselda Lambertini. Integra el Consejo Asesor de la intervención del Enargas, organismo donde previamente fue Vocal Tercera de su Directorio. Es miembro del Grupo Interdisciplinario de Asesores de la Secretaría de Energía y trabaja como consultora independiente en regulación energética.
Lambertini es una de las colaboradoras del grupo de trabajo de Casares al frente de Enargas, y formó parte del CEARE, el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA que forma especialistas en energía. Tiene fuerte vinculación a todos los temas de de transición energética.
Vocal Tercero Sergio Falzone. Actualmente cumple funciones como asesor técnico regulatorio en la Secretaría de Energía de la Nación. En su historial profesional destaca su labor como Gerente Comercial y de Combustibles en Central Puerto SA, y su paso por la Gerencia General del Consorcio de Empresas Mendocinas para Potrerillos SA.
Falzone tuvo un paso fallido por la gestión del ex secretario de Energía Rodriguez Chirilo, candidateado por entonces como Secretario de Energía Eléctrica y como vicepresidente de Cammesa, y ahora entra como vocal tercero, con un fuerte conocimiento del sector de generación eléctrica sobre todo y también de distribución.
La documentación oficial ya se encuentra a disposición de la titular del Senado, Victoria Villarruel, para dar inicio al tratamiento legislativo que requiere la ratificación de estos cargos
Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Zelestra y Saeta Yield confirmaron su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, se prepara para reunir a los principales actores del mercado energético en su próxima edición.
El evento tendrá lugar en Madrid el próximo 12 de febrero en Colegio Caminos, Auditorio Betancourt, y será una plataforma clave para discutir tecnologías críticas como el almacenamiento con baterías (BESS), los PPAs híbridos y la evolución regulatoria del sector.
Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, y Rocío Sicre, Directora General de EDP Renovables en España, participarán del Panel 2 de CEOs, que abrirá el bloque privado con una visión estratégica sobre el contexto actual de mercado. Allí se anticipa un fuerte enfoque en escalabilidad de proyectos, desafíos económicos y regulaciones pendientes.
Por su parte, Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, estará presente en el Panel 6, orientado a las nuevas oportunidades del sur de Europa, donde compartirá escenario con otros líderes empresariales para abordar las perspectivas de hibridación, repotenciación de activos y acceso a financiación competitiva. En tanto, Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, participará en el panel especializado en almacenamiento energético, centrado en rentabilidad, modelos de negocio y bancabilidad de BESS.
EDP Renovables llega al evento tras lanzar su primer proyecto híbrido hidroeléctrico-solar en España y consolidarse como referente en hibridación con más de 140 MW renovables integrados. La compañía posee 4.586 MW de capacidad instalada, con más de 11 TWh comercializados al año y presencia destacada en redes y comercialización. Su cuarta planta híbrida solar-eólica refuerza esta posición.
Cabe recordar que durante la edición de FES Iberia 2025, Rocío Sicre anunció que el almacenamiento ocupa un lugar central en el plan inversor de EDP, junto con proyectos híbridos de nueva generación. “Estamos ya desarrollando el primer proyecto con tres tecnologías, que combina eólica, solar y almacenamiento. Pensamos que con este tipo de iniciativas aportaremos firmeza y estabilidad al sistema”, indicó la ejecutiva durante el encuentro.
Zelestra, con más de 6,4 GW en proyectos libres de carbono y operaciones avanzadas en control digital, será protagonista gracias al primer PPA solar + baterías a gran escala firmado en España, junto a EDP. El proyecto en Trujillo, con 170 MWdc de solar y 400 MWh de almacenamiento, generará 300 GWh anuales y evitará más de 40.000 toneladas de CO₂ al año, ofreciendo flexibilidad en horas pico.
Iberdrola Renovables, además de sus avances tecnológicos, ha cerrado dos nuevos PPAs con Microsoft por 150 MW para los parques Iglesias (Burgos) y El Escudo (Cantabria), mientras avanza con una inversión superior a 250 millones de euros en Ayora 1 y Cofrentes I, sumando 360 MW en la Comunidad Valenciana. La compañía también lidera en digitalización con el uso de IA, Azure y Copilot para optimizar operaciones.
Saeta Yield, con 728 MW en operación distribuidos entre España y Portugal, ha cerrado una refinanciación de 340 millones de euros que incluye la primera hibridación de activos solares por 110 MW, una apuesta que marcará su hoja de ruta de crecimiento sostenible y modernización de cartera.
Entre los temas que marcarán la agenda del evento destacan el auge de las soluciones de almacenamiento a gran escala, los PPAs, la gestión de la demanda energética y la necesaria adecuación regulatoria para garantizar la viabilidad de estos nuevos modelos. El almacenamiento, en particular, se posiciona como una pieza estratégica en el nuevo mix energético, no solo para dar flexibilidad al sistema, sino también para habilitar esquemas más eficientes de comercialización.
El sector sigue a la espera del desarrollo del mercado de capacidad en España y de una regulación clara que permita monetizar los servicios de respaldo, estabilidad y diferimiento de carga que ofrecen las baterías. Este contexto será abordado en profundidad en los paneles más técnicos de FES Iberia 2025, donde se espera que los líderes empresariales y autoridades públicas articulen propuestas concretas para dinamizar las inversiones.
Además del sector privado, FES Iberia 2025 contará con la participación confirmada de autoridades del MITECO, IDAE y gobiernos autonómicos, que abordarán el rumbo regulatorio y territorial de la transición energética. Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAEA, y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del MITECO, forman parte del panel de autoridades confirmadas, además de los referentes de Comunidades Autónomas. La agenda del evento promete mesas de debate de alto nivel técnico, con foco en almacenamiento, planificación regional, y el futuro de la inversión renovable.
En este contexto, los máximos ejecutivos del sector privado expondrán sus estrategias en proyectos híbridos, digitalización de operaciones y despliegue de almacenamiento, lo cual será central en las conversaciones que definirán el próximo gran salto del mercado ibérico.
El desarrollo eólico en Perú se acelera con fuerza, de modo que cuenta con 49 proyectos eólicos en trámite que totalizan 10754 MW de potencia instalada, de acuerdo con el compendio oficial publicado por OSINERGMIN.
La ola de proyectos incluye desde iniciativas en etapa de solicitud de conexión hasta estudios de preoperatividad aprobados por el COES y la información consolidada por el regulador muestra un crecimiento sin precedentes en generación eólica, superando incluso a la solar fotovoltaica en potencia proyectada.
Esta expansión se concentra principalmente en los departamentos de Lambayeque, Ica, Piura y Arequipa, zonas donde el recurso eólico es más constante y predecible.
Aunque del total, solo cinco cuentan con concesión definitiva que en conjunto suman 988,2 MW con concesión otorgada, lo que representa menos del 10 % del total en tramitación: Se trata de los parques Guarango (330 MW) promovido por SL Energy, Emma (72 MW) de GR Bayóvar, Mórope (224 MW) impulsado por Orygen Perú, Muyú (142,6 MW), también de Orygen, y Caravelí (218,3 MW), promovido por IberEólica.
Orygen Perú se posiciona como el principal desarrollador del país, con siete proyectos que en conjunto superan los 1000 MW de capacidad instalada. Sus iniciativas se concentran principalmente en la región de Ica, aunque también tiene presencia en Lambayeque, Piura y Arequipa. Los parques impulsados por esta empresa son: IKA Sur (241,8 MW), IKA Norte (148,8 MW), Salinar Sur (148,8 MW), Salinar Norte (117,8 MW), Taita (61,6 MW), Mórope (224 MW) y Muyú (142,6 MW).
Kallpa Generación también avanza con fuerza, con cuatro proyectos: Algarrobo (180,6 MW), Cherrepe (142,5 MW), Los Vientos (364,8 MW) y Pacífico (306 MW). Le sigue Engie Energía Perú, que impulsa centrales como Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW), Sariri (122,4 MW) y la ampliación de Punta Lomitas (192,2 MW), en la región Ica.
Por su parte, Engie Energía Perú promueve cuatro proyectos en la región de Ica. Se trata de Ampliación Punta Lomitas (192,2 MW), Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW) y Sariri (122,4 MW), que totalizan más de 560 MW.
Fenix Power, con presencia en Piura, Lambayeque e Ica, también destaca entre los líderes del sector. Su portafolio incluye el parque Bayóvar (250,8 MW), Naylamp (237,6 MW) y Piletas (250 MW), todos en fases avanzadas de tramitación ante el COES. Por su parte, Statkraft Perú participa con un proyecto de 217 MW, denominado Flug, ubicado en Lambayeque, que está en proceso de tramitación ante el COES.
En cuanto a tamaño de proyectos, los cinco parques con mayor potencia instalada proyectada son: La Espinoza (474,6 MW, Sechín Generación Eléctrica), Quercus (452 MW, Quercus S.A.C.), Violeta Eólica (452 MW, Violeta S.A.C.), Cerro Chocán (422,4 MW, NORWIND S.A.C.) y Rosa (404 MW, Rosa S.A.C.), todos en fase de tramitación sin concesión aún confirmada. Estos proyectos destacan por su escala y por estar ubicados principalmente en las regiones de Lambayeque y Piura.
Otros desarrolladores relevantes que contribuyen al nuevo mapa eólico nacional incluyen a Cordillera Solar, Shougang Generación Eléctrica, Oryx Power, Bow Power y Norwind, entre otros. Muchos de estos actores tienen operaciones regionales o alianzas con grupos internacionales, lo que refuerza el carácter global del interés inversor en el viento peruano.
La mayoría de los proyectos tiene como fecha estimada de puesta en operación comercial (POC) los años 2026 a 2028, dependiendo del avance regulatorio y ambiental. Sin embargo, solo una parte ha logrado obtener la concesión definitiva, lo que implica que el grueso del portafolio se encuentra aún sujeto a procesos administrativos clave ante el Ministerio de Energía y Minas.
Este auge eólico se da en un contexto normativo desafiante. La aprobación de la Ley 32249, en enero de 2025, introdujo una modernización del mercado eléctrico peruano, pero su reglamentación aún no ha sido publicada. Esto genera incertidumbre entre los desarrolladores, que reclaman mayor claridad para planificar inversiones y estructurar contratos de compraventa de energía.
Durante la consulta pública del reglamento, el sector renovable envió más de 1000 observaciones, sin que hasta ahora se haya presentado una versión actualizada del texto normativo. Uno de los aspectos más críticos para los promotores de energía eólica es la definición de los bloques horarios de contratación, necesarios para ofrecer competitividad a tecnologías intermitentes como la eólica.
“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, manifiestan desde el sector privado, en relación con el proceso liderado por el Ministerio de Energía y Minas.
Mientras tanto, el pipeline eólico sigue creciendo, y con él, las expectativas de una transformación profunda en la matriz eléctrica nacional. La suma de 10,7 GW en tramitación supera en diez veces la capacidad eólica actualmente en operación en el país, que alcanza 1021,3 MW. Según Osinergmin, esta potencia se distribuye en diez centrales ya integradas al sistema interconectado nacional.
Con condiciones naturales favorables, apetito inversor y un mercado con alto potencial de expansión, el Perú tiene todos los elementos para consolidar su liderazgo eólico en la región. Pero para que eso ocurra, será necesario que el Estado defina con rapidez y previsibilidad las reglas de juego que permitirán transformar esta proyección en infraestructura concreta.
La última ronda de adjudicación de energía eólica marina (AR7) del Reino Unido adjudicó 8,2 GW de energía eólica marina fija y casi 200 MW de energía eólica marina flotante, lo que la convierte en la mayor subasta de energía eólica marina de Europa hasta la fecha.
Un récord de 19 proyectos con una capacidad potencial total de 24 GW fueron elegibles para presentar ofertas. Esta competencia activa resultó en precios de ejercicio para proyectos de fondo fijo de 91,20 £/MWh en Inglaterra y Gales, y de 89,49 £/MWh en Escocia. Y la capacidad adjudicada abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria
Los precios del AR7 son aproximadamente un 40 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas de gas en el Reino Unido (147 £/MWh) y casi un 30 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas nucleares en el Reino Unido (124 £/MWh).
La energía generada por los 8,4 GW de los nuevos parques eólicos marinos ahorrará a los consumidores casi 1700 millones de £ al año en comparación con el coste alternativo del gas. Mientras que lo adjudicado abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria
Un momento crucial para la estabilidad y la planificación a largo plazo
El Reino Unido sufrió una ronda de subasta fallida en 2023 (AR5), lo que generó incertidumbre y retrasos. La siguiente ronda de subasta (AR6) resultó en un precio de ejercicio más realista, pero no aportó suficiente capacidad nueva. El AR7 marca ahora un punto de inflexión con una fuerte competencia y una amplia cartera de proyectos listos para construir.
Esto se debe en gran parte al diseño de las subastas del Reino Unido, que ofrece Contratos por Diferencia (CfD) bilaterales. Estos CfD ayudan a reducir el riesgo de los proyectos eólicos marinos y ofrecen visibilidad a largo plazo sobre los ingresos. Con un presupuesto de 1.790 millones de libras, el Gobierno del Reino Unido ha superado el presupuesto inicial de 1.100 millones de libras, asegurando capacidad adicional para impulsar la seguridad energética y la resiliencia económica.
El año pasado, la industria eólica europea propuso un Nuevo Acuerdo sobre Energía Eólica Marina para acelerar y minimizar los riesgos de desarrollo de energía eólica marina local y competitiva. Exige a los gobiernos europeos coordinar un desarrollo anual de 15 GW entre 2031 y 2040, con 10 GW anuales resultantes de subastas de contratos por diferencia (CfD). A cambio, la industria se comprometió a realizar importantes inversiones privadas y a reducir aún más los costes.
La próxima Cumbre de los Mares del Norte en Hamburgo es una oportunidad única para consolidar los compromisos del Gobierno, la industria y los GRT para avanzar en este aspecto, basándose en el éxito del AR 7 en el Reino Unido.
Los 192 MW adjudicados hoy a proyectos eólicos flotantes representan un paso más hacia el despliegue de energía eólica flotante limpia a escala comercial. Para mantener este impulso y aprovechar al máximo su potencial, la industria necesita planes de apoyo a medida, un compromiso claro con un cronograma de subastas específicas para proyectos flotantes y una sólida inversión en infraestructura portuaria.
A continuación, la descripción general de todos los bits ganadores:
Proyectos
Capacidad CfD adjudicada (MW)
Propietario(s)
Precio de ejercicio (2024)
Año de entrega (fase 1)
Awel y Mor
775
RWE (60%), Stadwerke München (30%), Siemens Financial Services (10%)
91,2 libras esterlinas/MWh
2030/31
Dogger Bank Sur
3000
RWE (51%), Masdar (49%)
91,2 libras esterlinas/MWh
2030/31
Vanguardia del Este de Norfolk
1545
RWE
91,2 libras esterlinas/MWh
2029/30
Vanguardia de Norfolk Oeste
1545
RWE
91,2 libras esterlinas/MWh
2028/29
Banco Berwick
1380
SSE Renewables
89,49 £/MWh
2030/31
Pentland (flotante)
92.5
Copenhagen Infrastructure Partners (80%), Eurus Energy (10%), Hexicon (10%)
Centroamérica y el Caribe ingresaron a una etapa clave para la integración del almacenamiento en la matriz energética. Guatemala, Panamá, República Dominicana y Honduras tienen en marcha licitaciones que, en conjunto, suman más de 4000 MW y que ya incluyen al BESS como un componente exigido o estratégicamente valorado. La tendencia es clara: se espera que las nuevas plantas no solo generen, sino también gestionen la energía.
Sin embargo, Leonardo David, consultor especializado en mercados eléctricos, advierte que el modelo de contrato que prevalece en la región sigue siendo insuficiente para atraer inversiones en esta tecnología.
En su análisis plantea que “los PPA tradicionales con enfoque ‘race to the bottom’ y el arbitraje de energía en mercado spot no suelen generar suficiente ingreso para justificar una batería por sí solos”, como la gestión de potencia, el respaldo al sistema o la respuesta rápida a la demanda. Bajo esas condiciones, sostiene que no es posible justificar financieramente el despliegue de almacenamiento, incluso si los pliegos lo exigen.
El caso hondureño es ilustrativo. En noviembre pasado, el nuevo gobierno reactivó una licitación por 1500 MW, que contempla una exigencia técnica de 20 % de capacidad en almacenamiento por proyecto. La licitación ha sido vista como una señal positiva para el mercado, pero también ha despertado inquietudes entre desarrolladores. David considera que el problema no está en la obligación de incorporar BESS, sino en que los contratos no reflejan el valor que estos sistemas aportan al sistema eléctrico.
Este fenómeno no es exclusivo de Honduras. En República Dominicana, Guatemala y Panamá también se están convocando licitaciones que permiten o promueven la incorporación de almacenamiento, en parte como respuesta a la necesidad de flexibilizar sistemas con alta penetración renovable. Sin embargo, en la mayoría de los casos no existen mecanismos contractuales o mercados específicos que remuneren la disponibilidad, la capacidad o los servicios auxiliares.
Desde el punto de vista del financiamiento, esta falta de ingresos diversificados compromete la bancabilidad. David explica que las baterías requieren una estructura de ingresos más compleja que la energía solar o eólica: dependen de flujos por energía, capacidad, servicios técnicos y participación activa en la red. Cuando los contratos solo reconocen uno de esos elementos, el modelo de negocio queda incompleto y el proyecto, en muchos casos, inviable.
Ante este escenario, el especialista sugiere avanzar hacia esquemas que permitan capturar el valor real del almacenamiento, como contratos por diferencia, mercados de capacidad o pagos por servicios de red. Además, destaca que la apertura del mercado es clave para destrabar nuevas inversiones, sobre todo en países donde la compraventa de energía sigue concentrada en empresas estatales.
En su propuesta, David señala que Honduras podría beneficiarse de una segmentación del mercado, donde la estatal ENEE se enfoque en consumidores regulados, transmisión y distribución, mientras se habilita la competencia entre generadores y grandes consumidores. “Crear una categoría de consumidores calificados, como ya existe en Panamá o Guatemala, sería un paso decisivo”, expresó. En ambos países, este segmento se aplica para consumos pico mensuales superiores a 100 kW, aunque en el caso hondureño sería necesario estudiar cuál es el umbral adecuado.
También considera viable permitir líneas privadas de transmisión, de forma que la situación financiera de la ENEE no frene la ejecución de contratos. A su juicio, una privatización total de la estatal sería caótica, pero sí se puede avanzar hacia un esquema donde conviva con operadores privados, como sucede con el INDE en Guatemala.
Aunque el contexto regulatorio todavía presenta barreras, el interés del sector privado se mantiene firme. Los procesos en marcha en Guatemala y República Dominicana, con plazos definidos y respaldo institucional, están generando movimiento entre desarrolladores y bancos multilaterales. Pero el interrogante de fondo persiste: ¿cómo cerrar el financiamiento de proyectos con BESS si los contratos no reflejan su verdadero valor técnico?
La respuesta, según David, pasa por alinear exigencias técnicas con estructuras contractuales modernas y flexibles. El almacenamiento ya dejó de ser una opción y pasó a ser una condición. Ahora, el desafío es convertirlo también en una inversión viable.
La provincia de Buenos Aires aprobó el nuevo reglamento de generación distribuida comunitaria, lo que representa un punto de inflexión en el avance de las energías renovables descentralizadas en Argentina.
La norma habilita por primera vez que múltiples usuarios de la provincia con puntos de suministro independientes se asocien para producir energía renovable de manera conjunta, compartir los beneficios del autoconsumo y monetizar los excedentes que inyecten a la red.
El nuevo marco normativo establece reglas técnicas, contractuales y económicas claras para el desarrollo de proyectos de más de 10 kW. Está especialmente orientado a pymes, cooperativas, municipios, parques industriales y comunidades urbanas y rurales, y deja atrás el carácter experimental o piloto que caracterizaba a muchas iniciativas anteriores.
“No se trata de experiencias piloto, sino de un marco pensado para instalaciones de escala media, con reglas técnicas, contractuales y económicas definidas, lo que habilita un flujo real de proyectos para empresas de ingeniería, EPC, integradores tecnológicos y proveedores de equipamiento”, aseguró el experto en transición energética Dr.-Ing. Alejandro J. Gesino
La asociación entre usuarios podrá constituirse mediante un acuerdo privado o mediante una persona jurídica, y cada integrante recibirá créditos monetarios en su factura por su participación en los excedentes energéticos inyectados.
“Un aspecto central es la claridad en la monetización de la energía excedente (…) Esta previsibilidad mejora sustancialmente los modelos financieros, reduce el riesgo regulatorio y fortalece la bancabilidad de los proyectos, permitiendo estructurar esquemas de autoconsumo colectivo con retornos medibles y sostenibles”, manifestó Gesino.
Además, los proyectos que se registren en el RUGER —registro obligatorio para acceder al régimen— tendrán acceso a exenciones fiscales previstas en la Ley 15.325, incluyendo la comunicación directa con ARBA, lo que impacta directamente en la mejora del retorno de inversión y la rentabilidad de los proyectos.
Y cabe recordar que, actualmente, Buenos Aires es la segunda jurisdicción con mayor participación en la generación distribuida nacional bajo la Ley N° 27424, con 917 usuarios-generadores que suman 22,61 MW de capacidad instalada.
Esta cifra representa más del 18% de los 119,24 MW operativos a nivel nacional; sumado a que la provincia bonaerense también posee 278 trámites en curso que podrían agregar 5,14 MW adicionales.
Subtítulo: Nuevos modelos de negocio y perspectivas tecnológicas
El nuevo reglamento habilita una evolución tecnológica progresiva, al dejar preparado el terreno para incorporar soluciones de almacenamiento, sistemas de gestión inteligente de la demanda y desarrollos vinculados a la electromovilidad, con reglas regulatorias ya establecidas.
“En términos estratégicos, este marco normativo habilita nuevos modelos de negocio: comunidades solares, autoconsumo industrial compartido, esquemas de “energía como servicio”, cooperativas energéticas y proyectos municipales con fuerte impacto local”, analizó el especialista
“Si bien no crea un mercado mayorista ni habilita la venta libre de energía, consolida una infraestructura de transición energética distribuida, regulada y económicamente viable, con alto potencial de escalamiento e integración futura con almacenamiento, gestión de demanda y electromovilidad”, añadió.
La licitación pública LPI ETESA 01-25, convocada por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, fue reprogramada para el 3 de marzo de 2026. Esta decisión vino acompañada de modificaciones al pliego técnico, a raíz de observaciones de actores del sector privado, principalmente en lo relacionado con la estructura de los contratos propuestos.
Inicialmente, el proceso contemplaba exclusivamente un contrato por diferencia de curva de demanda, un esquema que presentó limitaciones para ciertas tecnologías renovables como la eólica, caracterizadas por una generación variable. Ante esto, se incorporó una segunda opción: el contrato por diferencia de curva de generación, lo que permitió ampliar el abanico de posibilidades para los desarrolladores y adaptarse mejor a las características técnicas de cada proyecto.
En este contexto, desde el World Energy Council Panamá, su presidente, Héctor M. Cotes, remarcó la importancia de establecer procesos planificados que brinden claridad al mercado. En diálogo con este medio, expresó:
“Un cronograma de licitaciones, como el que se ha planteado, es beneficioso para los inversionistas actuales y potenciales porque genera previsibilidad y fomenta la participación de más empresas, lo que estimula la competencia y al final debe poder verse reflejado en mejores precios”.
La experiencia acumulada en procesos anteriores demuestra que, cuando se presentan reglas claras y se otorgan tiempos razonables para la preparación de ofertas, el resultado es una mayor participación y competencia. Estos factores no solo influyen en los precios, sino también en la calidad técnica de los proyectos adjudicados y en la seguridad jurídica que requiere la inversión de largo plazo.
Desde la perspectiva institucional, el cronograma de la licitación también se alinea con los objetivos del Plan Energético Nacional 2050, que establece como una de sus metas estratégicas el crecimiento sostenido de las energías renovables en la matriz nacional. El llamado actual forma parte de esa hoja de ruta, con contratos a 20 años que buscarán incorporar potencia firme y renovable al sistema panameño.
El diseño de contratos a largo plazo bajo esquemas estables permite a los inversionistas estructurar financiamiento a condiciones competitivas, con una menor percepción de riesgo regulatorio.
Este tipo de planificación es visto como un elemento clave por los actores que deben decidir entre múltiples mercados posibles para destinar sus capitales.
La previsibilidad, además, permite que empresas locales e internacionales puedan anticipar movimientos estratégicos, formar alianzas y desarrollar portafolios más robustos. Sin estos elementos, las convocatorias pueden terminar con baja participación o con condiciones que no reflejan la realidad tecnológica y financiera del sector.
Panamá busca consolidarse como un destino atractivo para la inversión en renovables, y eso requiere no solo voluntad política, sino también marcos normativos y procesos licitatorios que reflejen las necesidades reales del mercado.
En ese sentido, para organizaciones como WEC Panamá, resulta indispensable que los próximos llamados mantengan el enfoque actual y continúen perfeccionándose en base al diálogo técnico entre el sector público y privado.
La convocatoria LPI ETESA 01-25 será una referencia para los procesos futuros. De su resultado dependerá en gran medida la señal que reciba el mercado sobre la dirección que tomará el país en materia de transición energética. La expectativa está puesta en que, a partir de este rediseño, el país logre adjudicar contratos competitivos que amplíen su capacidad instalada con tecnologías limpias y sostenibles.
El presidente Javier Milei encabezó una reunión en Casa Rosada con directivos de MidOcean Energy y representantes de Black Limited, en el marco de una estrategia oficial para fomentar inversiones en energía y minería en Argentina.
En el encuentro participaron también el ministro de Economía, Luis Caputo, y el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González. Por parte de MidOcean Energy asistieron su director ejecutivo, Venter de la Rey; el vicepresidente, Thomas Wheeler; el director de Desarrollo de Negocio, Vahid Farzad; y Jason Klein, director para América.
La delegación empresarial expuso su visión sobre el panorama energético regional y destacó las oportunidades que ofrece Argentina en un contexto de apertura económica y reordenamiento macroeconómico. Además, se trataron temas vinculados al desarrollo de infraestructura energética y al potencial de los recursos naturales del país.
El Gobierno resaltó los cambios regulatorios implementados recientemente y el compromiso de generar previsibilidad a largo plazo para atraer capitales extranjeros. Según fuentes oficiales, estas reuniones forman parte de una agenda constante de contactos con empresas internacionales interesadas en invertir o ampliar su presencia en Argentina, en línea con el perfil promercado promovido por la actual administración libertaria.
También participaron Marc Patsy, fundador y CEO de Black Limited, y Valenti Sabate, director de Operaciones de la compañía, quienes acompañaron a los ejecutivos de MidOcean Energy y participaron en las conversaciones técnicas y estratégicas.
El Gobierno busca consolidar al sector energético como un pilar fundamental para el crecimiento económico y el ingreso de divisas, promoviendo un ambiente favorable para la producción, transporte y exportación de energía.
La petrolera YPF sigue teniendo el combustible más barato en la región. Mientras los conductores argentinos sienten cada ajuste en el surtidor como un golpe directo al bolsillo, los números fríos muestran una realidad paradójica: Argentina sigue teniendo los precios de combustibles más bajos de Sudamérica.
El dato se desprende de un análisis realizado por el consultor de energía Nicolás Taiariol, a partir del relevamiento de los datos del sitio Surtidores.com.ar. Durante 2025, los precios en dólares de las naftas en Argentina se mantuvieron estables, en el caso del combustible súper y el gasoil, o incluso tuvieron una leve baja, en el caso de la nafta premium. “Esto sugiere que los ajustes en pesos siguieron aproximadamente la devaluación del tipo de cambio oficial“, señaló el consultor.
Para Taiariol, “2025 fue un año de ‘normalización’”, en el que “los precios en pesos siguieron la devaluación oficial, manteniendo el valor en dólares estable en torno a u$s1.05-1.10/L, un nivel bajo comparado internacionalmente”.
“La tendencia refleja una política de ajuste gradual en un contexto de alta inflación y control cambiario“, sostuvo el economista con gran experiencia en el sector energético.
Para Taiariol, en 2026 “el mayor riesgo es una corrección brusca del tipo de cambio real que lleve los precios en dólares a niveles de mercado, impactando la competitividad y el poder adquisitivo”.
Los precios en la región
A pesar de que el litro de Nafta Súper cerró el 2025 en torno a los $1.564, la conversión al dólar oficial lo ubica en USD 1,08. Esta cifra pone al país en el podio de los más económicos para cargar combustible en la región.
Uruguay: USD 1,70 / litro (El más caro de la zona).
Chile: USD 1,40 / litro.
Brasil: USD 1,25 / litro (promedio).
Argentina:USD 1,08 / litro.
El último año fue clave para entender la estrategia oficial. A diferencia de 2024, donde los precios corrieron por detrás de la inflación y el tipo de cambio, en 2025 los combustibles se “pegaron” a la devaluación oficial.
Dólar oficial: Subió un 39%.
Nafta Súper: Acompañó ese porcentaje, manteniendo su valor real en dólares estable durante los 12 meses.
De esta forma se evitó un atraso mayor, pero no se logró cerrar la brecha con los precios internacionales. En enero de 2018, la nafta súper costaba $23,57. Al cierre de 2025 llegó a $1.564. Un incremento acumulado del 6.535% en 8 años, reflejando la erosión constante del peso argentino.
¿Qué pasará con el precio de los combustibles en 2026?
La calma de 2025 podría ser la antesala de un 2026 movido. El informe advierte que el principal riesgo para el próximo año es una corrección brusca del tipo de cambio.
Si el Gobierno decide eliminar totalmente los subsidios implícitos y llevar el precio al nivel de Uruguay o Chile, el litro de nafta podría saltar rápidamente por encima de los $2.000, impactando de lleno en la inflación y en el costo de los fletes. Por ahora, Argentina sigue siendo un “oasis” de combustible barato para los extranjeros, pero un desafío cotidiano para los trabajadores locales.
La Corporación Nacional de Petróleo Submarino de China (CNOOC) anunció que el yacimiento de gas marino más grande del país, denominado “Deep Sea No. 1”, alcanzó un hito histórico al completar su envío número 100 de petróleo crudo.
Durante el año 2025, la producción total del campo superó los 4,5 millones de toneladas equivalentes de petróleo, una cifra que lo posiciona al nivel de un yacimiento terrestre de tamaño mediano y consolida la soberanía energética del gigante asiático.
El proyecto, cuya segunda fase entró en operatividad durante el último año, es considerado el desarrollo de gas en aguas profundas más complejo en la historia de la exploración china. Los equipos operan a profundidades que superan los 1.500 metros bajo el nivel del mar, enfrentando las condiciones de temperatura y presión más extremas registradas hasta la fecha en la industria nacional.
Actualmente, el yacimiento mantiene una producción diaria sostenida de 15 millones de metros cúbicos de gas natural y más de 1.600 toneladas de petróleo condensado.
Este avance tecnológico permite a China reducir su dependencia de las importaciones energéticas y demuestra su capacidad para ejecutar proyectos de ingeniería de alta complejidad en el ámbito offshore.
Según informaron las autoridades de CNOOC, la estabilidad operativa lograda en 2025 servirá de base para futuros desarrollos en aguas aún más profundas, proyectando un crecimiento continuo de la extracción de hidrocarburos para el año 2026.
A través del decreto 15/2026, el gobierno nacional realizó un enroque de funcionarios en la Entidad Binacional Yacyretá.
Por una parte aceptó la renuncia presentada por Alfonso Peña como Director Ejecutivo por Argentina en la EBY (había sido designado en 2024), y también aceptó la dimisión de Diego Luis Adúriz al cargo de Consejero de la Entidad (designado en 2025), en la órbita de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.
Por el mismo decreto se designó a Adúriz en el cargo de Director Ejecutivo de la EBY por un período de ley que vence el 12 de enero de 2031, y se designó a Alfonso Peña en el cargo de Consejero de la EBY para completar un período de ley que vence el 31 de marzo de 2027.
Asimismo, por el D-15/26 se aceptó la renuncia presentada por José Antonio López al cargo de Consejero de la Entidad, al tiempo que designó para ése cargo a Manuel Ignacio Chavarría por un período de ley que vence el 31 de agosto de 2026.
El Estatuto de la EBY prevé que el Consejo de Administración, como órgano de administración de dicha Entidad, estará compuesto por 8 Consejeros, 4 por la Argentina y 4 por Paraguay, y que ejercerán sus funciones por un período de cuatro años.
Asimismo, el Tratado de Yacyretá -que data de 1973 y activó el proyecto de construcción del complejo hidroeléctrico- prevé que el Comité Ejecutivo, como órgano de administración de la EBY, estará constituido por 2 Directores, uno por la Argentina y otro por Paraguay, quienes asumirán los títulos de Director Ejecutivo Argentino y de Director Ejecutivo Paraguayo, con la misma competencia y jerarquía y con igualdad de atribuciones y responsabilidades, y que ejercerán sus funciones por un período de cinco (5) años, pudiendo ser reelegidos.
Al respecto, y a través del decreto 27/03 se estableció que el ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto participa con 1 representante en el Consejo de Administración de la referida Entidad Binacional-
“En virtud de las renuncias presentadas, y con el fin de garantizar el normal funcionamiento del organismo, deviene necesario aceptar esas renuncias y proceder a la designación de las autoridades de la EBY”, puntualiza el Decreto 15/26.
En mayo de 2025 los gobiernos de ambos países ratificaron acciones para asegurar el funcionamiento de la central (varias de sus turbinas venían siendo sometidas a un procedimiento de renovación), y también la distribución equitativa de la energía generada por la hidroeléctrica.
Paraguay vende a la Argentina energía que no consume, y de hecho Argentina podría utilizar hasta el 85 % de la generación disponible, siempre que Paraguay no la demande.
El documento estableció entonces mecanismos de cesión voluntaria, por los cuales Paraguay se compromete a tomar un promedio de 425 megavatios del total de 3.100 megavatios generados por Yacyretá.
También acordaron avanzar con la construcción, encarada hace varios años, de la central complementaria de Aña Cuá, que sumará 3 turbinas a las 20 que ya equipan Yacyretá. Las obras presentan un grado de avance no menor al 50 por ciento. Pero han sido aletargadas por el gobierno argentino.
En fecha reciente Argentina fijó la tarifa de producción hidroeléctrica en u$s 28 por MWh, lo que permitiría a la EBY financiar las obras restantes con fondos propios.
Fuentes del gobierno paraguayo estiman que el costo final del proyecto rondará los 600 millones de dólares. El doble de lo calculado originalmente.
El proyecto de maquinización del brazo Aña Cuá comprende la instalación de tres turbinas tipo Kaplan, de 90 MW de potencia cada una, lo que permitirá aumentar la generación de energía en aproximadamente el 10 por ciento. Ahora se estima que la primera de estas tres turbinas tipo Kaplan entre en operación a mediados de 2028.
Se estima que la central en el brazo Aña Cuá aportará recursos anuales por alrededor de 80 millones de dólares anuales.
El Poder Ejecutivo Nacional elevó al Honorable Senado de la Nación el proyecto de mensaje mediante el cual comunica los fundamentos de las designaciones propuestas para conformar el Directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), organismo creado en el marco de la reciente reorganización del sistema regulatorio energético.
Marcelo Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, el nuevo directorio del ente unificado
La iniciativa se inscribe en lo dispuesto por el artículo 7° del Decreto N° 452/2025 y detalla el proceso de selección llevado adelante para cubrir los cargos de presidente, vicepresidente y tres vocales del nuevo ente regulador, resultante de la fusión funcional de las competencias de los entes preexistentes en materia de gas y electricidad .
Según se consigna en el mensaje oficial dirigido a la presidenta del Senado, Victoria Villarruel, el procedimiento de selección se desarrolló conforme a los lineamientos establecidos por el Decreto N° 452/2025 y la Resolución N° 388/2025 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía. Para tal fin, se conformó un Comité de Selección integrado por Osvaldo Ernesto Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo, quienes evaluaron antecedentes profesionales y realizaron entrevistas a los postulantes .
Concluida esa etapa, el Comité elevó a la Secretaría de Energía un informe con las ternas correspondientes para cada cargo, junto con los fundamentos de la selección. Posteriormente, la Secretaría de Energía remitió la propuesta final al Poder Ejecutivo Nacional a través del Ministerio de Economía, dando cumplimiento al procedimiento previsto en la normativa vigente .
El proyecto de mensaje identifica como candidato a presidente del ENRGE al doctor Néstor Marcelo Lamboglia, actual interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), integrante del Grupo de Asesores de la Secretaría de Energía y ex asesor jurídico argentino de la Entidad Binacional Yacyretá. Para el cargo de vicepresidente se propone al ingeniero Vicente Serra, presidente de Intelligence Energy Solutions, ex director nacional de Refinación y Comercialización y asesor en la intervención de Yacimientos Carboníferos Fiscales .
En cuanto a los vocales, se postula como vocal primero al licenciado Marcelo Nachon, integrante del Consejo Asesor del ENARGAS y con trayectoria en gestión de proyectos especiales en el sector hidrocarburífero. Como vocal segunda se propone a la doctora Griselda Lambertini, ex vocal del directorio del ENARGAS y actual consultora independiente en regulación energética. Finalmente, el ingeniero Héctor Sergio Falzone es el candidato a vocal tercero, con experiencia como asesor técnico regulatorio en la Secretaría de Energía y en cargos gerenciales dentro del sector eléctrico .
La remisión del mensaje al Congreso constituye el paso previo a la consideración legislativa de las designaciones, en un contexto de reconfiguración institucional del esquema regulador energético, orientado a centralizar funciones de control de los servicios públicos de Gas y Electricidad.
El régimen legal tradicional de los entes reguladores energéticos establecía que los pliegos de los miembros del directorio deben contar con intervención del Senado, a través de una comisión, antes de la designación definitiva.
El Poder Ejecutivo Nacional elevó al Honorable Senado de la Nación el proyecto de mensaje mediante el cual comunica los fundamentos de las designaciones propuestas para conformar el Directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), organismo creado en el marco de la reciente reorganización del sistema regulatorio energético.
Marcelo Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, el nuevo directorio del ente unificado
La iniciativa se inscribe en lo dispuesto por el artículo 7° del Decreto N° 452/2025 y detalla el proceso de selección llevado adelante para cubrir los cargos de presidente, vicepresidente y tres vocales del nuevo ente regulador, resultante de la fusión funcional de las competencias de los entes preexistentes en materia de gas y electricidad .
Según se consigna en el mensaje oficial dirigido a la presidenta del Senado, Victoria Villarruel, el procedimiento de selección se desarrolló conforme a los lineamientos establecidos por el Decreto N° 452/2025 y la Resolución N° 388/2025 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía. Para tal fin, se conformó un Comité de Selección integrado por Osvaldo Ernesto Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo, quienes evaluaron antecedentes profesionales y realizaron entrevistas a los postulantes .
Concluida esa etapa, el Comité elevó a la Secretaría de Energía un informe con las ternas correspondientes para cada cargo, junto con los fundamentos de la selección. Posteriormente, la Secretaría de Energía remitió la propuesta final al Poder Ejecutivo Nacional a través del Ministerio de Economía, dando cumplimiento al procedimiento previsto en la normativa vigente .
El proyecto de mensaje identifica como candidato a presidente del ENRGE al doctor Néstor Marcelo Lamboglia, actual interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), integrante del Grupo de Asesores de la Secretaría de Energía y ex asesor jurídico argentino de la Entidad Binacional Yacyretá. Para el cargo de vicepresidente se propone al ingeniero Vicente Serra, presidente de Intelligence Energy Solutions, ex director nacional de Refinación y Comercialización y asesor en la intervención de Yacimientos Carboníferos Fiscales .
En cuanto a los vocales, se postula como vocal primero al licenciado Marcelo Nachon, integrante del Consejo Asesor del ENARGAS y con trayectoria en gestión de proyectos especiales en el sector hidrocarburífero. Como vocal segunda se propone a la doctora Griselda Lambertini, ex vocal del directorio del ENARGAS y actual consultora independiente en regulación energética. Finalmente, el ingeniero Héctor Sergio Falzone es el candidato a vocal tercero, con experiencia como asesor técnico regulatorio en la Secretaría de Energía y en cargos gerenciales dentro del sector eléctrico .
La remisión del mensaje al Congreso constituye el paso previo a la consideración legislativa de las designaciones, en un contexto de reconfiguración institucional del esquema regulador energético, orientado a centralizar funciones de control de los servicios públicos de Gas y Electricidad.
El régimen legal tradicional de los entes reguladores energéticos establecía que los pliegos de los miembros del directorio deben contar con intervención del Senado, a través de una comisión, antes de la designación definitiva.
La Secretaría de Energía están terminando de ajustar los detalles finales de una resolución que reestructurará la operatoria de uno de los tres segmentos estratégicos del mercado del gas natural en la Argentina. Por instrucción de la cartera que dirigeMaría Tettamanti, el ente regulador (Enargas) reasignará las rutas de transporte (gasoductos) por las que las empresas distribuidoras adquieren el fluido que luego entregan a hogares e industrias. El acceso a capacidades en el sistema de transporte es una condición necesaria para poder comercializar gas.
De ahí la preocupación de buena parte de los actores del mercado de gas, que desde hace más de 30 días vienen discutiendo el tema internamente con funcionarios del gobierno, que consideran que el reordenamiento del segmento de transporte de gas es condición sine qua non para impulsar una recontractualización entre privados —productores, distribuidoras, generadores y grandes usuarios— y avanzar con cambios en el mercado como el corrimiento del Estado (a través de Enarsa) de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, es la principal impulsora de la reasignación de las rutas de transporte de gas.
La medida afectará, en la práctica, intereses creados tanto de empresas distribuidoras como también de petroleras y transportistas. ¿Por qué? Porque obligará a algunas distribuidoras a transferir contratos vigentes de transporte en firme en función de lo que determine en los próximos días el Enargas.
Es la primera vez en cuatro décadas que se toma una medida de esta naturaleza. En los hechos, activará un reseteo parcial de las relaciones comerciales entre los actores del mercado del gas. Será una especie de borrón y cuenta nueva que indefectiblemente arrojará empresas beneficiadas y otras que se verán perjudicadas.
Sincerar la realidad del mercado de gas
Fuentes cercanas al área energética del gobierno defendieron su decisión sobre la base de un hecho incontrastable: el cambio de la realidad material registrado en los últimos 15 años en las cuencas productoras a partir de la centralidad que evidenció Vaca Muerta como principal pulmón gasífero de la Argentina en desmedro de otras provincias cuya producción se desplomó.
En un despacho oficial lo pusieron en estos términos: “Estamos avanzando en una reorganización integral del sistema de transporte de gas para corregir distorsiones acumuladas durante años por la declinación de las cuencas Norte (Salta supo ser la segunda mayor productora de gas del país y hoy su oferta es casi inexistente) y Austral”.
“Muchas rutas de transporte firme fueron definidas cuando la disponibilidad de gas era distinta y hoy existen contratos en rutas que no pueden llenarse con gas real. Esto genera rutas inservibles y complica el abastecimiento de industrias del Litoral y la región Centro, que terminan buscando gas en cuencas donde ya no hay oferta disponible”, advirtieron.
Lo que sucede hoy en día es que el mix de cuencas resultante de los contratos de transporte que poseen algunas distribuidoras no refleja la realidad física de la red de gasoductos. “Durante años todos nos acostumbramos a fingir demencia porque hay empresas con contratos para comprar gas desde la cuenca del Noroeste que después terminan trayendo gas desde Neuquén o gas natural licuado (GNL) importado por (la empresa estatal) Enarsa desde la terminal de Escobar”, explicó el gerente comercial de una petrolera.
La medida arrojará empresas beneficiadas entre las distribuidoras y otras que se verán perjudicadas.
Por eso, allegados a la Secretaría de Energía afirmaron que “la reorganización ajusta los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, garantizando un reparto más equitativo: primero se cubre la demanda prioritaria de las distribuidoras y el resto de contratos firmes”. “Cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos vigentes entre transportistas y cargadores directos”, agregaron.
Se espera que antes del 31 de enero el Enargas publique una resolución asignando nuevas capacidades de transporte en cada red troncal de gasoductos. Las distribuidoras estarán invitadas a adherir voluntariamente los cambios propuestos por el ente regulador —elaborados a partir de un estudio realizado por la consultora Novix—, pero los más probable, según coincidieron fuentes públicos y privadas consultadas, es que en última instancia el gobierno termine instrumentando de forma discrecional las modificaciones porque algunas distribuidoras se negarán a validar la decisión del organismo.
“Este reordenamiento, al trasparentar la real disponibilidad de transporte firme, otorga una mejor información a los cargadores del sistema (distribuidoras, grandes usuarios y comercializadoras) que les permite tomar mejores decisiones a los efectos de comprar a futuro más trasporte forme, ya sea en el open season que haga TGS por la iniciativa privada (IP) o futuros open season que las transportistas puedan realizar”, defendieron fuentes cercanas al ente regulador.
Daños colaterales
Aunque la decisión de la Secretaría de Energía está amparada en razones eminentemente técnicas, generará cambios profundos en el negocio real del gas natural. Entre las compañías distribuidoras, Metrogas y Naturgy —las dos empresas que brindan el servicio en el área metropolitana de Buenos Aires— serán, a priori, las más perjudicadas porque deberán ceder contratos vigentes para transportar gas en firme por el sistema centro-oeste de gasoductos y buscar nueva capacidad de transporte para abastecer a sus clientes.
En el reverso de esa situación, EcoGas —la empresa que controla a las distribuidoras de Gas del Centro (que abastece Córdoba) y Gas Cuyana (Mendoza)— se verá beneficiada porque ampliará su acceso al sistema centro-oeste de transporte, que en el verano se utiliza para exportar gas hacia Chile.
Existe preocupación entre las empresas productoras de la cuenca Austral.
La reorganización del sistema de gasoductos tendrá, por ende, un impacto colateral en el negocio de las empresas comercializadoras asociadas a las distribuidoras. Se trata de un segmento secundario al negocio regulado de distribución de gas que empezó a cobrar forma a fines de los ‘2000 como una alternativa que encontraron las distribuidoras —con el aval tácito de funcionarios kirchneristas— para obtener algo de rentabilidad en un contexto signado por el congelamiento tarifario que afectó la economía de los privados.
Al obligar a algunas distribuidoras a ceder a otras capacidad de transporte en firme, la decisión del Enargas achicará también el negocio de las comercializadoras asociadas que, en momentos de menor demanda residencial (prioritaria), utilizan esas rutas para vender gas a clientes industriales o incluso transfieren a cambio de un fee esa capacidad de transporte a petroleras que exportan gas durante los meses de verano.
De un relevamiento entre los principales productores —YPF, Pan American Energy (PAE), TotalEnergies, Tecpetrol, Harbour Energy, Pampa y Pluspetrol, entre otros— se desprende que el efecto de la medida aún es incierto.
Aunque entre las petroleras que operan yacimientos en el sur del país —en especial en la cuenca Austral— existe preocupación porque la reformulación del mercado que impulsa el gobierno restringirá el universo de potenciales clientes a los que venderle gas, centralizando la comercialización del fluido con Camuzzi, la empresa que gestiona Gas del Sur, la distribuidora que cubre la demanda de gas en Patagonia, y Gas Pampeana, en el interior de la provincia de Buenos Aires y La Pampa.
“Me preocupa porque los productores de gas en el sur perderíamos el mercado industrial, que permite diversificar la comercialización y mantener una señal de precios competitivos”, concluyó el director comercial de una petrolera.
Pluspetrol realizará un aporte de US$ 1.000.000 para promover la formación de los futuros profesionales del sector hidrocarburífero
Pluspetrol, la compañía de energía privada con foco en exploración y producción de hidrocarburos, se integra como nuevo socio alInstituto Vaca Muerta. Se trata de una iniciativa que busca impulsar la formación técnica especializada para el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento energético del país.
El acuerdo fue firmado por Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina; y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF.
“Desde hace más de 45 años, Pluspetrol apoya el desarrollo de los recursos de la provincia de Neuquén y de los neuquinos. En ese sentido, nos incorporamos al Instituto Vaca Muerta, apoyando la iniciativa con un aporte de US$ 1.000.000, para promover la formación de los futuros profesionales del sector, proporcionando un aprendizaje práctico en instalaciones reales», sostuvo Escuder.
«Esta iniciativa no solo enriquecerá la oferta educativa, sino que también fortalecerá las competencias necesarias en áreas clave como perforación y producción”, expresó el Country Manager de Pluspetrol Argentina
El ambicioso objetivo del Instituto Vaca Muerta
“La incorporación de Pluspetrol reafirma la relevancia que este instituto tiene para toda la cadena de valor. El IVM es clave para capacitar a miles de trabajadores, mejorar la seguridad y hacer que Vaca Muerta sea aún más competitiva a nivel global” afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. Además, añadió: “Este es el camino para seguir consolidando el desarrollo del sector. Es un desafío que requiere el compromiso y el trabajo conjunto de toda la industria”.
El Instituto Vaca Muerta se posicionará como el único centro de formación técnica especializada en Upstream líder en América Latina. Ofrecerá programas pioneros en la región, basados en prácticas reales, que permitirán alcanzar mayores niveles de seguridad, eficiencia y excelencia operativa.
El acuerdo fue firmado por Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina; y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF.
Formación técnica en el Instituto Vaca Muerta
El Instituto Vaca Muerta es una iniciativa que representa un beneficio estratégico para toda la industria energética de la Argentina, impulsando su competitividad y posicionando al país como un exportador de energía de clase mundial.
La creación del proyecto fue impulsada por la Fundación YPF, que realizó una investigación prospectiva para anticipar cuáles serán las demandas ocupacionales y tecnológicas del Upstream para los próximos 10 años. Se estima que para el 2030, la industria energética demandará y generará hasta 50.000 nuevos empleos.Cabe destacar que, al principio del mes de enero, TotalEnergies fue la primera compañía internacional en suscribir al convenio e invertir en el Instituto Vaca Muerta.
La Provincia sostuvo durante 2025 una agenda institucional en ferias y encuentros estratégicos del país y el exterior, con participación de la Secretaría de Energía y Ambiente para atraer inversiones, potenciar proveedores locales y sumar cooperación técnica en áreas clave.
Con presencia en los principales espacios del sector, la Provincia mostró sus proyectos energéticos y mineros, promovió vínculos con cámaras empresariales y reforzó su perfil productivo con una mirada de desarrollo y cuidado ambiental.
En septiembre, Río Negro participó por primera vez con un stand institucional en la Argentina Oil & Gas Expo 2025, en La Rural (Buenos Aires), donde presentó proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la iniciativa de exportación de GNL junto a Southern Energy e YPF, además de avances en la exploración rionegrina de Vaca Muerta.
En ese marco, se impulsó una agenda con el sector privado para fortalecer el encadenamiento productivo y abrir oportunidades de radicación y vinculación con empresas interesadas en Río Negro, con reuniones y rondas de negocios junto a cámaras empresarias.
Vinculación internacional: Houston y cooperación ambiental en Francia
En mayo, una comitiva integrada por empresarios y operadoras rionegrinas participó de la Offshore Technology Conference (OTC) 2025 en Houston (EEUU), con articulación entre el Estado provincial y el sector privado para ampliar contactos, conocer tecnologías y generar oportunidades de negocio.
En materia ambiental, equipos provinciales participaron de una misión técnica en Francia, en el marco del programa EUROCLIMA+, para incorporar experiencias y herramientas aplicables a la gestión regional de residuos y fortalecer el proyecto GIRSU Alto Valle.
“La cooperación internacional potencia el trabajo que venimos realizando con los municipios y nos ayuda a diseñar soluciones más eficientes y sostenibles”, expresó la Secretaria del área, Judith Jiménez.
Lo que viene: participación confirmada en AOG Patagonia 2026
La Provincia ya confirmó su participación en AOG Patagonia 2026, que se realizará del 19 al 22 de octubre de 2026 en el Espacio DUAM de la vecina Neuquén capital. Según lo informado, el evento ya tiene el 100% de la superficie comercializada, con proyección de más de 400 marcas expositoras y una infraestructura ampliada.
Durante el invierno de 2025, el programa Energía para tu Hogar del Gobierno de Río Negro entregó casi 60 mil garrafas gratuitas a familias de las zonas más frías de la provincia. Más de $2.000 millones de inversión para garantizar el acceso a la energía.
A lo largo de la temporada invernal de 2025, el Gobierno de Río Negro desarrolló una nueva edición de Energía para tu Hogar, la política pública que asegura gas envasado a los hogares que no cuentan con redes domiciliarias.
El operativo se extendió entre junio y octubre, llegando a localidades, comisiones de fomento y parajes de gran parte del territorio provincial.
En total se distribuyeron 59.520 garrafas gratuitas, consolidando a Río Negro como un Estado presente y activo frente a las necesidades energéticas de las familias rionegrinas.
Energía para tu Hogar alcanzó a vecinos y vecinas de Región Sur, parte de la Zona Atlántica, Bariloche y el resto de la Zona Andina, en un esquema coordinado entre la Secretaría de Energía y Ambiente, municipios y comisiones de fomento.
La política energética se sostuvo con una inversión provincial superior a los $2.000 millones, que incluyó tanto la recarga y recambio de garrafas como los costos logísticos necesarios para garantizar la llegada del servicio a los puntos más alejados y de difícil acceso.
Registro digital y nuevo proveedor
La edición del año pasado incorporó dos avances clave que marcaron un salto de calidad en la gestión del programa.
Registro digital de beneficiarios: por primera vez, la inscripción se realizó de forma online, a través del sitio oficial de la Secretaría de Energía y Ambiente. Esto permitió agilizar trámites, ordenar la demanda, evitar intermediaciones y contar con un padrón actualizado. Esta modalidad se consolidará y volverá a implementarse en la próxima edición del programa.
Incorporación de Coopetel como proveedor: como novedad, se sumó la cooperativa Coopetel, con base en El Bolsón, para reforzar la distribución en la Zona Andina, articulando la logística en localidades y parajes como Mascardi, Manso, Foyel, El Bolsón y Ñorquinco, entre otros. Su incorporación permitió ampliar la capacidad operativa y mejorar los tiempos de entrega.
Estos cambios se complementaron con un sistema digital de gestión y seguimiento de los operativos, que facilitó la planificación de recorridos, el registro de entregas y el monitoreo en tiempo real.
Si bien la distribución gratuita de garrafas se concentra en los meses más fríos, Energía para tu Hogar forma parte de una política energética más amplia que se sostiene durante todo el año.
La Provincia continúa acompañando a las familias y a las instituciones públicas mediante la recarga de gas en garrafones instalados en viviendas, escuelas, centros de salud y edificios comunitarios de todas las comisiones de fomento. En total, son 2.709 hogares y 528 instituciones públicas que no cuentan con acceso a la red troncal.
La provincia de Buenos Aires dio otro paso clave en materia energética al habilitar el Reglamento de Generación Distribuida Comunitaria, que establece un marco para la producción de energía eléctrica renovable con destino al autoconsumo y a la venta de excedentes a la red de distribución.
A través de la Resolución 17/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos aprobó el Reglamento que le da marco técnico, jurídico, económico, contractual y tarifario a una iniciativa que arrancó en 2023.
La medida regula la asociación de varios usuarios con puntos de suministro independientes -o de un mismo titular con al menos dos suministros- atendidos por una misma distribuidora provincial o municipal, que se vinculen para generar energía renovable a través de sistemas con una potencia superior a los 10 kW.
La energía producida podrá ser utilizada para autoconsumo y los excedentes inyectados a la red, con acreditación de los montos correspondientes a cada integrante del proyecto. Es decir, se podrán vender para uso de la red. Y el valor económico de esa energía debe acreditarse en las facturas de los usuarios que integran el proyecto comunitario, de acuerdo con el porcentaje de participación que hayan definido previamente.
Hasta ahora, el régimen estaba pensado para usuarios individuales, como una casa, un comercio o una pyme que instala paneles solares para su propio consumo y, eventualmente, compensa excedentes en su factura. Esto se había habilitado en abril de 2023 pero no había un encuadre legal claro para proyectos colectivos.
Los detalles de la medida sobre energía renovable
El reglamento aprobado se enmarca en la Ley N° 11.769, que reconoce a los autogeneradores como agentes de la actividad eléctrica, y en la Ley N° 15.325, que declara de interés provincial la generación distribuida de energía a partir de fuentes renovables y adhiere a los beneficios promocionales, impositivos y fiscales previstos por la Ley Nacional N° 27.424.
Entre los principales aspectos, se establece que los proyectos de Generación Distribuida Comunitaria podrán organizarse mediante acuerdos privados de voluntades o a través de personas jurídicas constituidas al efecto, debiendo quedar expresamente definida la participación de cada integrante, lo que determinará el porcentaje de acreditación de los ingresos derivados de la inyección de energía a la red.
Asimismo, se dispone que los Usuarios-Generadores, tanto individuales como comunitarios, deberán inscribirse en el Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable de la Provincia de Buenos Aires (RUGER). A partir de dicha inscripción y del cumplimiento de la documentación exigida, se emitirá el certificado correspondiente que habilitará el acceso a los beneficios impositivos y fiscales.
El RUGER deberá comunicar mensualmente a la Agencia de Recaudación de la Provincia de Buenos Aires (ARBA) la emisión de los certificados, así como las modificaciones o bajas que se produzcan, a fin de que se registren las exenciones impositivas otorgadas.
Sidersa comenzó a levantar las naves industriales en su futura planta de acero verde.
Sidersa, una de las principales empresas siderúrgicas de la Argentina, avanza con la construcción de una nueva planta que la posicionará como un referente internacional en la producción de acero verde. Si bien Sidersadestinará la nueva producción al mercado interno también tendrá ventajas para exportar a Europa debido al nuevo impuesto al carbono en frontera vigente desde este año que alcanza a las importaciones de acero.
La compañía controlada por la familia Spoto dio luz verde el año pasado a la construcción en San Nicolás de esta nueva planta tras calificar y obtener los beneficios contemplados en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Con una inversión de US$ 300 millones, será la primera planta siderúrgica que se construye en la Argentina en más de 50 años.
El proyecto bautizado como Sidersa+ registra un avance global del 15% a enero de este año, indicaron desde Sidersa ante una consulta de EconoJournal. La empresa finalizó con la excavación y preparación del terreno y esta procediendo con la instalación de las naves industriales.
La planta tendrá una capacidad instalada de producción de 360.000 toneladas de aceroverde por año y estará orientada a la producción de acero para la construcción y de alambrón. El objetivo es hacer las pruebas en caliente en el último trimestre del 2027 y comenzar a producir en el 2028.
El proyecto Sidersa+ prevé crear 1000 puestos de trabajo en el pico de obra. La planta una vez en operación creará más de 300 puestos de trabajo directos y 3500 indirectos.
Huella de carbono: una planta de acero verde referente para el mundo
En Sidersa indican que la planta producirá el acero con la menor huella de carbono del mundo gracias a la incorporación y combinación de tecnologías de última generación provistas principalmente por Danieli Group, uno de los mayores productores de equipos para siderurgia en el mundo. El acero producido estará en línea con los mejores estándares, un tema que es de particular relevancia para los importadores de acero en la Unión Europea.
El promedio mundial de emisiones en la industria del acero es de 1,79 toneladas de dióxido de carbono por cada tonelada de acero producido. En cambio, la huella de carbono en la producción de la futura planta de Sidersa será de 0,38 toneladas de CO2 por tonelada de acero.
«Los valores que tendremos ya son benchmark, en línea con lo que Europademanda y demandará«, explicó el gerente de Operaciones de Acería de Sidersa, Alejandro Galdeano.
El comienzo de producción de acero verde en San Nicolás esta programado para principios de 2028.
En la Unión Europea comenzó a operar este año el Mecanismo de Ajuste del Carbono en Frontera (CBAM). Los importadores de acero, energíaeléctrica, cemento, fertilizantes y aluminio deberán informar anualmente las toneladas de estos bienes que importaron en la U.E. el año anterior así como las emisiones de carbono que incorporan.
Sintéticamente, desde ahora los exportadores e importadores deberán pagar una tarifa de “ajuste” para cubrir la diferencia en los precios entre un producto extranjero y un producto europeo que paga el precio del carbono en Europa. Los importadores evitarían el pago de ese impuesto si el bien que importan procede de un país que también cobra precios al carbono.
Sidersa destinará la producción de su nueva planta al mercado interno, aunque la empresa no se cierra a la idea de exportar. «Nosotros venimos a sustituir importaciones y a vender en el mercado argentino, pero por esta tecnología con la que vamos a estar trabajando, tenemos la posibilidad de ingresar a cualquier mercado«, explicaron desde la empresa.
Las tecnologías para producir el acero verde
Las claves principales para reducir significativamente las emisiones de carbono serán la utilización de chatarra como materia prima para la producción de acero en lugar de mineral de hierro y una combinación inédita de tecnologías y procesos que minimizan el consumo de energía.
La planta incorporará tres procesos cruciales: un sistema de carga continua de chatarra, un sistema de control eficiente de la energía inédito en Latinoamérica, y la integración del laminador en la acería.
El sistema de carga continúa precalentará la chatarra a 400°C antes de su ingreso al horno eléctrico.»El horno no parte de una chatarra fría, sino que parte de una chatarra muy caliente. Esto reduce drásticamente el consumo de energía, es una tecnología muy novedosa», subrayó Galdeano. La chatarra precalentada al ingresar al horno eléctrico será mezclada con oxígeno y carbono para producir el acero líquido.
Sistema inédito para la gestión de la energía
Las instalaciones de Sidersa en San Nicolás ocupan unos 100.000 metros cuadrados, sin contar el terreno sobre el que se comenzó a construir la nueva planta.
Precisamente, el horno eléctrico incorporará un sistema de gestión de la energíaque en el continente americano solo existe en plantas en Canadá y los Estados Unidos.
«Es un sistema que tiene tres grandes beneficios: optimiza el uso de energía en el horno, no afecta al sistema eléctrico nacional y permite la conexión de energías renovables directamente en el horno, sin pasar por el sistema eléctrico nacional», explicó el gerente.
La conexión de energías renovables directa al horno es posible porque como parte del proceso productivo el sistema convertirá la corriente alterna que tomará de la red nacional en corriente continua.
Esto permitiría, por ejemplo, la conexión de paneles solares fotovoltaicos al horno, ya que estos generan electricidad en corriente continúa. Sidersa evalúa distintas opciones de generación renovable a instalar cercanas a la futura planta en San Nicolás. La empresa ya tiene experiencia en renovables, siendo propietaria de dos parques solares ubicados en la provincia de San Juan.
Por último, destacan la incorporación del laminador en la acería. «La colada continua transforma el acero líquido en una barra sólida de acero a mil grados y que es ingresada directamente al laminador. Eso te evita tener stock intermedio, te evita tener transportes intermedios, y por sobre todo, te evita tener un horno de recalentamiento a gas natural«, sintetizó Galdeano.
Con una extensión de 12.600 km² y un potencial recuperable de 10.000 millones de barriles, la formación santacruceña entra en una etapa crítica de evaluación. La alianza entre YPF y CGC busca validar la productividad de la roca para replicar el modelo de desarrollo de Vaca Muerta.
Mientras la atención de la industria suele concentrarse en la Cuenca Neuquina, los avances en Palermo Aike comienzan a definir un nuevo horizonte para la matriz hidrocarburífera argentina. La formación, ubicada en la provincia de Santa Cruz, se perfila como la alternativa más sólida para diversificar la producción de no convencionales en el país, apalancándose en su ubicación estratégica y el aprendizaje técnico acumulado en la última década.
Geología y Potencial: La “frontera” del sur
Palermo Aike es considerada la formación con características geológicas más similares a Vaca Muerta en toda la región. Sin embargo, su desarrollo presenta particularidades propias:
Recursos Estimados: Se proyectan cerca de 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, lo que la posiciona como la segunda reserva de shale en importancia del país.
Ventaja Logística: A diferencia de Neuquén, esta cuenca posee una cercanía inmediata a terminales marítimas y puertos de exportación en el Atlántico, lo que podría reducir significativamente los costos de transporte y evacuación una vez alcanzada la escala comercial.
El cronograma de operaciones para 2026
El consorcio integrado por la operadora estatal YPF y CGC (Compañía General de Combustibles) lidera la campaña exploratoria. Tras la finalización de los primeros pozos de rama horizontal, el foco de este año está puesto en el monitoreo de los caudales de producción y la presión de los reservorios.
Los próximos meses serán decisivos para determinar la viabilidad económica de los proyectos. El objetivo técnico es optimizar las técnicas de completación y fractura adaptadas a las condiciones específicas de la Cuenca Austral, donde la profundidad y las temperaturas de la formación presentan retos distintos a los de la Cuenca Neuquina.
Impacto en la competitividad regional
El desarrollo de Palermo Aike no solo implica un incremento en las reservas nacionales, sino que también representa una reactivación para la industria de servicios petroleros en Santa Cruz. La posibilidad de establecer un segundo “hub” de hidrocarburos no convencionales permitiría a Argentina:
Descomprimir la saturación de infraestructura en Vaca Muerta.
Atraer inversiones internacionales bajo el marco del RIGI, orientadas específicamente a proyectos de exportación desde el sur.
Fortalecer la autonomía energética mediante la explotación de una cuenca con larga tradición de gas y crudo convencional, ahora volcada al shale.
La industria sigue de cerca los resultados de esta ventana productiva, que podría marcar el inicio de una nueva etapa de expansión para el sector energético argentino en el mercado global.
La carrera por el crudo en aguas profundas del Atlántico Sur ha entrado en una fase de contrastes marcados. Mientras que el mapa geológico argentino nunca ha sido tan preciso como hoy, el sector se pregunta si el exceso de análisis técnico está retrasando la llegada de las plataformas de perforación, en un escenario donde Uruguay y Brasil ya han puesto fecha a sus próximos pozos.
El “Gap” entre el dato y el taladro Informes recientes del sector académico subrayan una realidad ambivalente para Buenos Aires. Tras la campaña sísmica iniciada en 2019, la Argentina posee una base de datos robusta, pero la actividad de perforación —el verdadero termómetro del éxito— sigue siendo tímida frente a la dinámica regional.
A diferencia de la Cuenca Argentina Norte, donde el pozo Argerich-1 dejó lecciones geológicas valiosas pero no un descubrimiento comercial inmediato, otras zonas como la Cuenca Austral (Proyecto Fénix) demuestran que la inversión fluye donde el riesgo ya está mitigado por infraestructuras existentes.
La competencia vecina se acelera El radar de los inversores no solo mira hacia Argentina:
Uruguay: Ha pasado de la teoría a la práctica. Con firmas como APA Corporation, Chevron y ENI tomando posiciones operativas, se esperan perforaciones exploratorias entre 2026 y 2027.
Brasil: Shell y Petrobras lideran la avanzada en la Cuenca de Pelotas, con programas de sísmica 3D que ya tienen como horizonte perforaciones en 2028.
Namibia: El “espejo” africano del Atlántico Sur sigue siendo el modelo a seguir, con una tasa de éxito excepcional que valida la continuidad de las campañas como estrategia central.
Perspectivas para el ecosistema Enerbuy Para los proveedores de servicios y suministros industriales, este escenario define dos frentes de oportunidad. Por un lado, la demanda de servicios de interpretación de datos y soporte técnico sigue en alza.
Por otro, el salto hacia la fase de perforación real —que es la que tracciona grandes contratos logísticos— dependerá de la capacidad del país para ofrecer un marco de previsibilidad que transforme la información técnica en proyectos ejecutivos de largo plazo.
El Atlántico Sur vuelve a ser el centro del tablero energético global. La pregunta para Argentina ya no es qué hay debajo del mar, sino cuándo se empezará a extraer con la misma intensidad que sus competidores directos.
El próximo 21 de enero expertos brindarán una charla gratuita sobre todo lo que necesitas para inscribirte y trabajar en el rubro. Será en San Juan 109. Las inscripciones para participar se realizan a través del número 3872158121.
Desde la Municipalidad de Salta se busca que cada vecino, emprendedor y comerciante de la ciudad tenga herramientas reales para progresar y aprovechar las oportunidades laborales actuales.
Por eso, se organizó una jornada de capacitación pensada especialmente para quienes desean dar sus primeros pasos como prestadores de servicios o proveedores en la minería.
Un consorcio de bancos internacionales mantiene negociaciones avanzadas para otorgar un préstamo millonario destinado a una obra clave para el desarrollo energético argentino. El financiamiento permitiría construir un gasoducto estratégico que conectará el yacimiento de Vaca Muerta con la costa atlántica, fortaleciendo el perfil exportador de gas natural licuado del país.
Préstamo millonario en negociación
JP Morgan, Citigroup y Banco Santander encabezan las conversaciones para conceder un crédito cercano a los 1.000 millones de dólares, equivalentes a unos 852 millones de euros. El préstamo estaría dirigido al consorcio liderado por Pan American Energy (PAE), encargado de llevar adelante la construcción del gasoducto.
Las negociaciones continúan abiertas y las condiciones finales aún podrían modificarse antes del cierre del acuerdo. Además, no se descarta la incorporación de otras entidades financieras al esquema de financiamiento.
El proyecto VMOS y sus socios
La obra forma parte del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya se encuentra en etapa de construcción. Pan American Energy posee una participación del 30% del emprendimiento, mientras que la petrolera estatal YPF cuenta con el 25%. Completan el consorcio Pampa Energía, la empresa británica Harbour Energy y Golar LNG, con participaciones menores.
Exportación de gas y licuefacción
El gasoducto permitirá transportar gas natural desde Vaca Muerta hasta una terminal portuaria sobre el Atlántico. Allí, el consorcio ya tiene arrendado el primer buque de licuefacción, el Hilli Episeyo, que comenzará a producir hacia finales de 2027. Un segundo barco, el MKII, se sumará aproximadamente un año más tarde.
Ambas unidades alcanzarán una capacidad combinada de seis millones de toneladas anuales, con una parte significativa de los envíos destinada al mercado alemán.
Pese a la volatilidad del mercado petrolero internacional y a un escenario de precios del crudo más moderado para 2026, bancos de inversión globales revisaron sus proyecciones sobre las acciones de las principales petroleras argentinas.
Analistas de bancos de inversión internacionales actualizaron los precios objetivo para los próximos doce meses de empresas petroleras que operan en la Argentina y, lejos de recortar expectativas, ratificaron el atractivo de los papeles ligados al desarrollo no convencional. El contexto global, atravesado por tensiones geopolíticas y por un consenso de precios del Brent más bajo que en años anteriores, todavía no alteró las estimaciones de mediano plazo para el sector.
Los informes coinciden en que el desempeño operativo, la escala alcanzada en Vaca Muerta y la mejora en costos de extracción funcionan como un amortiguador frente a eventuales caídas del crudo. En ese marco, los análisis se concentraron principalmente en Vista Energy, YPF y Pampa Energía, las tres compañías con mayor protagonismo en la ventana petrolera neuquina.
Vista lidera el optimismo y YPF consolida su escala
Entre las revisiones más destacadas, el banco UBS BB elevó su recomendación sobre Vista Energy de “neutral” a “compra” y ajustó al alza su precio objetivo, al considerar que la compañía presenta uno de los costos de extracción más bajos del país y una elevada flexibilidad para administrar su plan de inversiones. Esta combinación, según el análisis, la posiciona mejor que sus pares ante un escenario de precios internacionales más ajustados.
Para YPF, UBS BB mantuvo una postura neutral, aunque incrementó su precio objetivo frente a la recomendación anterior. A su vez, BTG Pactual sostuvo su recomendación de compra, respaldada en la consolidación del plan 4×4 y en los récords productivos alcanzados en Vaca Muerta. Los bancos destacan que la petrolera de mayoría estatal logró mejoras significativas de eficiencia y escala, aun bajo supuestos conservadores de precios del Brent.
El holding liderado por Germán Larrea busca el control de los ramales Belgrano Cargas y San Martín. La propuesta incluye un plan de modernización integral supeditado a la aplicación de beneficios del RIGI.
La futura privatización del sistema ferroviario de cargas en Argentina ha sumado un actor de peso internacional. El conglomerado Grupo México, encabezado por el empresario Germán Larrea Mota Velasco, ha manifestado un interés concreto por participar en la licitación de los principales ramales del país, con una propuesta de inversión preliminar que asciende a los US$ 3.000 millones.
El plan estratégico de Grupo México
A través de su división ferroviaria GMXT USA —que actualmente opera más de 11.000 kilómetros de vías en México y Estados Unidos—, el holding apunta a modernizar la infraestructura vial, el material rodante y los sistemas logísticos locales. El foco principal está puesto en dos corredores estratégicos para la economía productiva:
Belgrano Cargas: Vital para la conexión del norte argentino.
Ramal San Martín: Clave para el transporte de granos, minerales e insumos industriales hacia los puertos del Gran Rosario y Buenos Aires.
El RIGI como eje de la negociación
Uno de los puntos centrales de la propuesta de Larrea es la necesidad de un marco regulatorio que garantice estabilidad a largo plazo. En este sentido, el grupo condiciona el desembolso de capital a la obtención de beneficios fiscales, cambiarios y normativos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Aunque el RIGI fue concebido originalmente para proyectos productivos “nuevos” (como los sectores de energía y minería), la empresa argumenta que la magnitud y el riesgo de la inversión en infraestructura pesada requieren una protección similar a la de los megaproyectos energéticos. Este planteo abre un debate técnico sobre la adaptabilidad del régimen a concesiones de servicios públicos existentes.
Tensiones y competencia en el sector
La posible irrupción de un operador con modelo de “gestión integrada” (control de toda la cadena logística) genera diversas reacciones en el mercado local:
Exportadoras locales: Grandes cerealeras y cooperativas analizan esquemas de participación para evitar una excesiva concentración de mercado y asegurar tarifas competitivas.
Gobierno Nacional: Existe una puja interna entre quienes priorizan la llegada de capitales frescos para aliviar las cuentas públicas y quienes prefieren un esquema de desintegración vertical para fomentar la competencia en distintos segmentos del servicio.
Impacto en la logística productiva
Para sectores clave como el de los combustibles, la minería y el agro, la resolución de esta licitación será determinante. Una modernización eficiente del sistema ferroviario podría reducir drásticamente los costos logísticos, impactando directamente en la competitividad exportadora de Argentina.
Este proceso se perfila como uno de los principales “tests” para el plan de privatizaciones de la administración actual y la eficacia del RIGI como herramienta para atraer inversiones de escala continental en infraestructura crítica.
La provincia avanzará en febrero con la consulta pública por la planta PTG 2 Norte Sierra Chata, un proyecto clave para sostener el crecimiento del gas no convencional y abastecer los futuros desarrollos de GNL asociados a Southern Energy.
Las autoridades de la provincia del Neuquén realizarán el próximo mes una audiencia pública por un nuevo proyecto de infraestructura gasífera en Vaca Muerta. Se trata de la planta de tratamiento de gas PTG 2 Norte Sierra Chata, planificada para el área Sierra Chata, operada por Pampa Energía, en el marco del proceso de evaluación ambiental previo a su eventual aprobación.
El proyecto se inscribe en el crecimiento sostenido de la producción de gas no convencional y en la estrategia de exportación de gas natural licuado (GNL). Pampa Energía es uno de los actores centrales de Southern Energy, la iniciativa que prevé la instalación de dos buques de licuefacción.
El primero de ellos, el Hilli Episeyo, con una capacidad de 2,5 millones de toneladas por año, tiene previsto entrar en servicio en 2027, mientras que el segundo buque, el MK II, con una capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales, comenzaría a operar en 2028.
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El área Sierra Chata, donde Pampa Energía se asocia con YPF —su socio también en Southern Energy—, está considerada una fuente estratégica de suministro de gas para estos desarrollos. De acuerdo con las proyecciones del proyecto, hacia finales de 2028 se requerirán unos 27 millones de metros cúbicos diarios (Mm³/d) de gas de alimentación para los esquemas de licuefacción, de los cuales Pampa aportaría aproximadamente 6 Mm³/d.
En ese marco, el año pasado el director de Exploración y Producción de Pampa Energía, Horacio Turri, brindó precisiones sobre el nivel de inversión necesario para alcanzar ese objetivo. Según explicó el directivo, el capex asociado al incremento de la producción y a la construcción de una nueva planta de procesamiento en Sierra Chata ronda los 400 millones de dólares.
De ese total, el 50% corresponde a la planta de tratamiento y el otro 50% a las tareas de perforación y terminación de pozos. Además, la compañía prevé destinar entre 60 y 80 millones de dólares anuales para sostener de manera constante una producción del orden de los 6 Mm³/d.
Según la documentación presentada ante el área ambiental de la provincia, la planta de tratamiento de gas ocupará una superficie aproximada de 124.200 metros cuadrados y operará con generadores alimentados con gas combustible, en línea con las características productivas del área.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó los motivos por los cuales la petrolera estatal decidió retirarse de Santa Cruz. Señaló que las áreas maduras de la provincia generaban pérdidas millonarias, con costos operativos elevados, y que la compañía debía priorizar inversiones rentables, principalmente en Vaca Muerta, para generar valor y sostener su actividad.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, brindó detalles sobre la salida de la compañía de Santa Cruz y puso el foco en la falta de rentabilidad de las áreas maduras que la petrolera operaba en la provincia. En una entrevista con el periodista Jairo Straccia, en el ciclo de El Cronista Stream, el directivo fue categórico al explicar que la decisión respondió a razones económicas y de sustentabilidad del negocio.
“YPF es una compañía que tiene que generar valor, y en esos campos no generaba valor. Perdía plata todos los años. Te estoy hablando de cientos y cientos de millones de dólares”, afirmó Marín, al referirse a las operaciones en Santa Cruz. Según explicó, continuar en esas condiciones implicaba sostener pérdidas estructurales que la empresa ya no podía absorber.
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El planteo se inscribe en una discusión que El Diario Nuevo Día viene reflejando desde hace años: el alto costo de producción en las áreas maduras de Santa Cruz, con yacimientos de larga data, baja productividad y estructuras operativas complejas. En ese contexto, Marín señaló que mantener esas explotaciones terminaba funcionando como “un subsidio encubierto” que no resultaba compatible con el nuevo esquema de gestión de YPF. “Los negocios tienen que ser sustentables”, remarcó.
En otro tramo de la entrevista, el CEO de la petrolera estatal comparó los costos de producción en Santa Cruz con los de otras regiones del país. “Si yo en un área madura tengo un costo como había en Santa Cruz de arriba de 40 dólares el barril, y tengo en otro lado costos de cuatro dólares, vos, si tenés acciones de YPF, me pedís a los gritos que invierta en Vaca Muerta”, explicó. La referencia apunta directamente al cambio de estrategia de la empresa, que prioriza los desarrollos no convencionales por su mayor rentabilidad y menor costo relativo.
La salida de YPF de Santa Cruz generó un fuerte impacto en la provincia, no sólo por la pérdida de actividad directa, sino también por las consecuencias en el empleo, las regalías y la economía regional, temas que Nuevo Día ha abordado en distintas oportunidades. Marín, sin embargo, sostuvo que la compañía no podía continuar “perdiendo dinero en todas las áreas donde estaba” y que el nuevo escenario exige que cada operación sea económicamente viable.
Petroquímica Comodoro Rivadavia habla por boca del sindicalista Marcelo Rucci y anuncia que le da la espalda a la convocatoria de Ziliotto. Internas y millones.
A la novela petrolera de La Pampa se le hace desear el final feliz. La licitación por el área Medanito, eje central en la producción hidrocarburífera, no mueve el amperímetro ni convoca empresas interesadas y los ánimos empiezan a caldearse en la zona suroeste de la provincia.
El que tiró la primera piedra fue el secretario general del Sindicato del Petróleo y el Gas de Río Negro, Buenos Aires y La Pampa, Marcelo Rucci. Casi como vocero de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), la empresa que tiene la concesión y que aspira a seguir explotando la región, dijo que los requisitos la ahuyentaban.
Aunque el plazo para presentarse vence el 9 de febrero, fecha prevista para la apertura de los sobres, el gobierno de Sergio Ziliotto ya abre el paraguas, pone en su radar la posibilidad de que no haya interés y anuncia que, si cae esa mala noticia, será otra vez la Legislatura provincial la que decida los pasos a seguir.
El fuego amigo que agita Carlos Verna
La novela por Medanito tiene capítulos numerosos y picantes, con una trama de ribetes dramáticos y cargada de internas en distintos partidos. El último paso en ese sentido fue una presentación ante la Fiscalía de Investigaciones Administrativas para que se investigue si en el proceso pudo haber delitos o faltas administrativas.
Esa avanzada fue producto del fuego amigo: el ultravernismo, que votó a favor de la licitación, pero golpeó la mesa en la comisión que elaboró los pliegos con mayor precisión, movió esa ficha a través de la diputada Noelia Sosa, que además tiene sus propias pujas en Colonia 25 de Mayo, cabecera del departamento donde se asienta la producción de petróleo y gas. El abogado fue otro referente del riñón de Carlos Verna, Alejandro Gigena.
En 25 de Mayo el impacto por Medanito puede hacer estragos. Eso vienen advirtiendo Rucci y el intendente Leonel Monsalve, un socio político del sindicalista a lo mejor impensado cuando llegó al gobierno local con la camiseta de Juntos por el Cambio.
Socios políticos en la Patagonia
Rucci y Monsalve quieren, primero que nada, cuidar los 400 puestos de trabajo directo. “Para 25 de Mayo, puede ser devastador”, dijo el sindicalista sobre la posibilidad de que no haya ofertas. Rucci y Monsalve juegan en el mismo equipo, a tal punto de que traman la conformación de un partido político en espejo del que ya da sus primeros pasos en Río Negro y Neuquén. Quieren pisar fuerte en la Patagonia.
Ante el silencio empresarial, fue Rucci el que hizo de vocero de PCR. Con data de primera mano, anunció: “La intención de la empresa es irse. Ellos manifiestan que en las condiciones de los pliegos no van a participar”.
Rucci habla el lenguaje del “mercado” y se queja de que el bono de 50 millones de dólares exigido para el ingreso es una demasía. Tampoco convence el porcentaje reclamado de regalías, por encima de otras jurisdicciones: en algunos casos, el 20% contra el 8 o el 12% que piden otras provincias.
“Con estos números La Pampa está fuera del mercado en la Argentina para explotaciones convencionales. Estamos en un problema y lo tienen que asumir”, advirtió.
Sergio Ziliotto: optimismo, pero paraguas abierto
Según el gremialista, PCR ni siquiera ofrecería una prórroga en el caso de que la licitación quede desierta. Si eso ocurre, como todo parece indicar a esta altura, se abre una zona gris en la que la definición será de la Legislatura, según confirmó en las últimas horas el gobernador Ziliotto.
El contrato vigente de PCR termina en junio, pero si desecha la licitación, los próximos meses serán de retiro, caída de la producción y desempleo forzado. “Está difícil”, redondea Rucci.
“Tenemos que ser optimistas en que haya ofertas”, dice Ziliotto. La licitación es una de sus criaturas: en marzo se cumplirán dos años de que lanzó esa idea. El oficialismo apunta como obstáculo al contexto nacional e internacional.
El Ejecutivo provincial ya advierte que puede ocurrir que no se presenten ofertas y Ziliotto señala las bondades del sistema pampeano. “En el caso de que no hubiera oferentes, la decisión de cómo seguir siempre pasa por una ley de la Legislatura. Cosa que no sucede en ninguna provincia argentina. Todos los gobernadores tienen facultades para renovar áreas concesionadas de manera directa”, compara.
Una de las apuestas más fuertes en La Pampa
PCR pretendía una prórroga de la concesión de la explotación, pero la extensión de ese contrato original ya había ocurrido de modo tan habitual que al gobierno pampeano se le hacía imposible acceder a esa demanda una vez más.
En el proceso, PCR levantó el pie del acelerador de su producción y redujo inversiones. El impacto se puso de manifiesto en la generación de trabajo y en una severa incertidumbre sobre el futuro. Cuando se tramó la licitación, los actores intervinientes pensaron que sería justamente PCR la firma interesada en darle continuidad a la producción.
La apuesta productiva es una de las más importantes de La Pampa. Mientras el tema estaba en tratamiento, el sindicato marcó la cancha con una movilización histórica de centenas de trabajadores del petróleo que viajaron 400 kilómetros hacia la capital provincial y coparon la Legislatura.
A la espera de las petroleras
La discusión estuvo sometida a tironeos políticos de diversos colores, con pactos más o menos transparentes, alianzas lógicas y no tanto, oposiciones furiosas y, sobre todo, una negociación tensa que terminó unificando al bloque oficialista pese a miradas muy enfrentadas.
El informe mensual confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial, indicó que durante noviembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 15% respecto del mes anterior. En comparación con el mismo mes del año pasado (noviembre 2024), la baja fue del 18%. El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6%.
En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® mostró una disminución mensual del 9%, impulsada principalmente por los subsectores de finales agroquímicos. En términos interanuales, las ventas locales retrocedieron un 21%, y el acumulado de los primeros once meses del año presentó una caída del 17%.
Por su parte, el Informe de la Cámara evidenció que las exportaciones del sector también tuvieron un desempeño negativo, con una baja mensual del 4%. La comparación interanual marcó un descenso del 14%, mientras que el acumulado anual se ubicó levemente por debajo del nivel de 2024, con una variación del -1%.
Respecto del sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), los indicadores mostraron un comportamiento dispar. La producción cayó un 9% mensual, aunque mantiene una variación interanual positiva del 9% y un crecimiento acumulado del 7%.
Las ventas locales descendieron un 7% en el mes, pero registraron una suba interanual del 9%, con un acumulado apenas negativo (-1%). En contraste, las exportaciones de las PyMIQ crecieron un 27% mensual, aunque cayeron un 20% interanual y acumulan una baja del 30% en lo que va del año.
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Durante noviembre de 2025, las importaciones del sector cayeron alrededor del 0,21% y las exportaciones 27% medidos en dólares. Como resultado, la balanza comercial del mes se mantuvo negativa, con un déficit estimado del 16,5%.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2025 tuvo un uso promedio del 67% para los productos básicos e intermedios y del 79% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre de 2025, fueron de 261 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.076 millones en los primeros once meses del pasado año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “los resultados de noviembre reflejan un cierre de año marcado la desaceleración de la actividad industrial en general. Sin embargo el sector PyMIQ mostro una recuperación en las ventas externas. Este escenario plantea desafíos relevantes para la industria química y petroquímica. De cara a 2026, el desafío será consolidar condiciones macroeconómicas y de competitividad que permitan recuperar el dinamismo de la demanda interna y potenciar una recuperación sostenida del sector”.
España avanza en un total de 2155,8 MW en nuevos proyectos renovables en tramitación ambiental durante los meses de diciembre de 2025 y lo que va de enero del corriente año, de acuerdo a un relevamiento realizado por EnergíaEstratégica en base a datos publicados en el Boletín Oficial del Estado (BOE) del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO).
Se identifican 35 iniciativas que corresponden exclusivamente a energía solar fotovoltaica y eólica, lo que refleja el dinamismo sostenido del pipeline renovable español, con una fuerte presencia de grandes desarrolladores y un alto grado de concentración territorial y tecnológica.
26 parques fotovoltaicos por 1698,5 MW de capacidad
9 parques eólicos que suman 457,3 MW
De esta manera, la fotovoltaica representa el 79% de la nueva potencia renovable gestionada en este período, un dato que reafirma su papel dominante dentro de la planificación energética nacional.
Los proyectos solares tienden a ser más grandes en potencia individual, superando en varios casos los 150 MW; mientras que la eólica muestra una distribución geográfica más amplia, aunque con un promedio de potencia algo inferior.
En cuanto a los promotores más activos del periodo, el relevamiento evidencia una participación creciente de grupos internacionales y grandes utilities. Sobresale el caso de EDP, que figura con múltiples iniciativas fotovoltaicas que suman 244,3 MW. También aparecen Forestalia con 99 MW, MASDAR con 156,5 MW eólicos, Naturgy con un parque solar de 29 MW, Jinko Power con 139,5 MW y X-Elio con 29 MW solares.
En el segmento eólico, Capital Energy suma dos proyectos eólicos de más de 225, 4 MW: Canales Sur, en Palencia, y Florín, en Zaragoza.
Además, destacan Khons Sun Power, responsable del proyecto más grande del periodo —Tagus 2, una planta solar de 224,5 MW en Toledo—, y Ququima Energy, que impulsa una instalación de 219,5 MW en Granada.
Por el lado de la distribución territorial, la Comunidad de Madrid lidera el ranking con 579,5 MW, seguida por Castilla y León (569,3 MW) y Andalucía (410 MW). Estas tres regiones concentran más del 70% de la potencia tramitada en el período. Le siguen Cantabria, Extremadura y Aragón, todas con más de 150 MW.
El resto de los proyectos se dispersa entre la Comunidad Valenciana, Castilla-La Mancha y Cataluña. Si bien la geografía es diversa, los datos revelan una fuerte concentración en zonas con disponibilidad de suelo, buena irradiación o recurso eólico, y experiencia institucional en materia de renovables.
Las iniciativas se encuentran en distintas fases del proceso administrativo. Algunas ya cuentan con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) favorable, otras han recibido la Autorización Administrativa Previa (AAP) y la Autorización de Construcción (AAC), y varias más fueron recientemente sometidas a información pública o solicitudes de utilidad pública.
Sin embargo, el sector renovable se mantiene expectante ante regulaciones clave que podrían marcar el rumbo en 2026, como la aprobación del mecanismo de capacidad, una nueva subasta, y la definición pendiente del reglamento contra los apagones. Todo ello en un contexto de precios volátiles y redes eléctricas cada vez más saturadas.
En este contexto de crecimiento sostenido, el sector se prepara para un evento clave: el próximo 12 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.
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Guatemala dio un paso clave en su transición energética con la presentación del Plan de Expansión Indicativo de Generación (PEIG) y el Plan de Expansión del Sistema de Transporte Eléctrico (PET) 2026–2050.
Ambos documentos plantean una transformación de fondo en la matriz del país: al cierre del período, el 81,5% de la generación provendrá de fuentes renovables, con fuerte protagonismo de la energía solar, la geotermia y el almacenamiento.
La estrategia incluye una expansión acelerada de la infraestructura eléctrica, necesaria para acompañar una demanda en constante crecimiento, ya que prácticamente se cuadriplicó en el presente siglo y se espera que se duplique en las próximas dos décadas.
Incluso, en el escenario base, que optimiza costos y expansión mínima, se alcanzará una capacidad instalada proyectada de 9147 MW y donde la participación de renovables sobrepasa el 80%.
El portafolio de proyectos candidatos identificado por el MEM refleja con claridad la dirección renovable que tomará la expansión. El 84% de los 8797 MW considerados como potenciales provienen de fuentes limpias, lo que equivale a 7420 MW de capacidad.
En primer lugar, la hidroelectricidad sigue siendo la principal fuente de gran escala, con más de 2700 MW proyectados, aunque con desafíos relacionados con la variabilidad hídrica. Le sigue la solar fotovoltaica, que se consolida como la fuente renovable variable más relevante del sistema con más de 2400 MW, y que será clave en la estrategia de expansión descentralizada.
La geotermia aportará firmeza al sistema con hasta 617 MW, destacándose como una de las tecnologías estratégicas para dar estabilidad a la red. En forma complementaria, se prevé entre 415 y 545 MW eólicos, cuya generación nocturna y en época seca actúa como contraparte ideal de la solar.
También se incluyen tecnologías de bioenergía, con 342 MW de cogeneración y 250 MW de biogás, aprovechando residuos y excedentes industriales, especialmente durante la zafra azucarera.
En paralelo al crecimiento de la gran escala, la generación distribuida renovable (GDR) muestra una expansión sostenida. La capacidad pasó de 7,5 MW en 2009 a más de 160 MW en 2024, y se proyecta que alcance los 1200 MW para 2050, compuesta por 810 MW solares, 250 MW de biogás y 140 MW hidroeléctricos.
Actualmente existen más de 14 000 usuarios autoproductores con excedentes de energía (UAEE), quienes además de cubrir su propio consumo, inyectan energía a la red, mejorando la eficiencia del sistema y reduciendo pérdidas.
El documento también reconoce el papel central que jugará el almacenamiento con baterías (BESS) en los escenarios de transición. Para garantizar flexibilidad operativa y confiabilidad en un contexto de alta penetración de renovables, se establece que todos los proyectos solares mayores a 50 MW deberán contar con baterías equivalentes al 30% de su capacidad instalada.
Para 2050, se estima que habrá al menos 370 MW de sistemas BESS acoplados a plantas fotovoltaicas. Estas unidades permitirán optimizar los flujos de potencia, sustituir generación forzada y aportar compensación reactiva, funciones esenciales para mantener la estabilidad del sistema.
En paralelo al PEIG, el PET 2026–2050 traza el crecimiento del sistema de transporte eléctrico, con un enfoque en confiabilidad, cobertura y eficiencia. El plan prevé la construcción de 5687 km de nuevas líneas de transmisión y la incorporación de 172 subestaciones. Esta expansión permitirá conectar nuevos proyectos, mejorar el servicio en áreas rurales y sostener el crecimiento de la demanda a nivel nacional.
En el contexto operativo de expansión de la red, el último intento por avanzar en la infraestructura enfrentó un tropiezo: la licitación pública PET‑3 para obras de transmisión fue declarada desierta tras la falta de documentación técnica completa por parte del único oferente, lo que impidió adjudicar los proyectos previstos y dejó momentáneamente sin ejecución más de 230 km de líneas consideradas críticas para aliviar cuellos de botella y conectar nueva generación renovable al sistema.
Esta situación, confirmada por fuentes del sector energético, expone la necesidad de perfeccionar las condiciones de los procesos de contratación pública para atraer mayor participación privada, y se esperaba que el Ministerio de Energía y Minas definiera si ratificar o ajustar lo resuelto para relanzar la convocatoria bajo bases más competitivas.
Posteriormente, autoridades del MEM informaron a Energía Estratégica que están trabajando en replantear y relanzar la convocatoria bajo condiciones más competitivas, explorando mecanismos alternativos de contratación y segmentación de obras para asegurar el avance de la transmisión en 2026 y mitigar riesgos de retraso en la materialización de la expansión eléctrica prevista en los planes al 2050.
La ampliación de la red también habilita mayor integración regional y más oportunidades de intercambio de energía con los países vecinos, en línea con los objetivos del SIEPAC.
Según el director de Energía, Luis Manuel Pérez, “la red eléctrica debe crecer al ritmo del país y estar lista para integrar nuevas tecnologías y fuentes de generación”.
El desarrollo de estos planes contó con el respaldo técnico y financiero de socios estratégicos como la Unión Europea, GIZ, GetTransform y CEPAL. El involucramiento de la cooperación internacional no solo aportó solidez técnica, sino que también reforzó la legitimidad institucional del proceso.
Desde la Delegación de la Unión Europea en Guatemala, María González Mata destacó que “apoyar esta transición energética justa y sostenible es una prioridad que compartimos con el país”.
Los planes lanzados por el MEM configuran una hoja de ruta con metas claras, apertura a la inversión y visión de largo plazo. A partir de ahora, el desafío será pasar del papel a los proyectos concretos, con mecanismos que aseguren la ejecución y el seguimiento efectivo de la transformación energética que Guatemala ya puso en marcha.
La elección de José Antonio Kast como presidente de Chile ha reconfigurado el escenario para el sector, de modo que comienzan a definirse los cuadros técnicos y políticos que ocuparán los cargos clave del nuevo gobierno, siendo uno de los focos de mayor expectativa el Ministerio de Energía.
Según pudo averiguar EnergíaEstratégica, cuatro personas concentran el abanico de nombres de quienes evalúan la gobernanza futura del sistema eléctrico chileno: José Venegas, Rodrigo Álvarez, Francisco López y José Luis Daza.
Perfiles que, en caso de asumir deberán conducir una transición compleja marcada por mayor penetración renovable y alta participación de sistemas de almacenamiento, la modernización del sistema y las reformas regulatorias.
¿Quién es quién de los candidatos a ocupar la silla central del Ministerio de Economía?
José Venegas fue secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) entre 2018 y 2022, y cuenta con tres décadas de experiencia en generación, transmisión y distribución, con pasado en empresas de renombre como Colbún y Endesa, entre otras.
Durante el último tiempo ocupó el estatus de referente energético de la candidatura presidencial de Kast, a tal punto que reveló las propuestas del líder del Partido Republicano, entre las que se destacan una agenda centrada en la libertad del consumidor, la eliminación de trabas burocráticas, el ordenamiento de las PMGD y modernización técnica sin subsidios.
También figura Rodrigo Álvarez, quien fuera ministro de Energía entre 2011 y 2012, además de expresidente de la Cámara de Diputados y exvicepresidente de la Convención Constitucional.
Aunque se reconoce su cercanía con el presidente electo, fuentes cercanas indican que su participación se inclinaría a un rol más técnico que ministerial o cargos de primera línea, dado su perfil estratégico y su trayectoria parlamentaria.
Otro nombre que toma fuerza es Francisco Javier López, exsubsecretario de Energía entre 2019 y 2022 (en reemplazo de Ricardo Irarrázabal), abogado de la Universidad Católica y actual socio del estudio Jara Del Favero.
Durante su mandato como subsecretario de Energía, brindó una entrevista para Energía Estratégica (ver nota) en la que abordó las prioridades necesarias para continuar con la diversificación de la matriz y el impulso de las renovables, como también los cambios necesarios en aquel entonces.
Y según fuentes cercanas a Energía Estratégica, su etapa durante el durante el segundo gobierno de Sebastián Piñera lo posiciona como una opción sólida, tanto para Energía como para otras carteras vinculadas al desarrollo productivo.
Finalmente, aunque con menor probabilidad, se ha mencionado que el nuevo presidente del país andino llamaría a José Luis Daza, actual viceministro de Economía en Argentina, de nacionalidad chileno-argentina y vinculado históricamente al mundo financiero.
En el ámbito público, fue representante del Banco Central de Chile en Asia, con base en Tokio. Su nombre fue asesor y sonó como candidato a ocupar el ministerio de Economía durante la campaña electoral de 2021 en caso de que hubiese ganado el candidato de ultraderecha José Antonio Kast,
Mientras que años atrás, casi desde el comienzo de la presidencia de Javier Milei, Daza colaboró con el equipo económico debido a su nacionalidad, identificación política y varias amistades personales que posee en su país natal, entre ellas Luis Caputo hace más de 30 años, a quien conoció por haber trabajado juntos en JP Morgan.
Si bien recibió una oferta para dejar el viceministro de Economía en Argentina sumarse al gabinete chileno, su inclusión pierde fuerza tras la confirmación de Jorge Quiroz como nuevo ministro de Hacienda.
Un diseño político bajo presión: el triministerio en suspenso
Durante las primeras conversaciones sobre el gabinete, se barajó la posibilidad de crear un triministerio que agrupe Energía, Economía y Minería, lo que permitiría concentrar poder de decisión estratégica en una sola figura.
Sin embargo, la propuesta comenzó a debilitarse tras las advertencias de distintos actores del sector, que plantearon la necesidad de mantener autonomía en cada una de esas áreas, dada la complejidad técnica y los desafíos particulares que enfrentan.
Al mismo tiempo, el modelo de triministro también habría sido cuestionado dentro del propio oficialismo, ya que podría reducir el margen para integrar a distintos referentes políticos. En ese marco, la opción de mantener la cartera de Energía con un liderazgo propio se consolida como la alternativa probable, permitiendo además dar señales claras a los actores del sector sobre la hoja de ruta que tomará el nuevo gobierno.
A la espera de definiciones oficiales, el mercado energético sigue de cerca cada movimiento. Lo que sí se sabe es que para el nuevo gobierno, el futuro es renovable, ya que se espera la construcción de más de 10 GW en los próximos años, de los cuales el 95% son proyectos renovables; sumado a que, de acuerdo con las proyecciones del equipo de Kast, Chile alcanzará en 2027 los 9 GW de sistemas de baterías y 14 GW en 2030.
La compañía se consolidó como la principal productora de litio del país
EXAR, la empresa jujeña conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE), alcanzó a fines de diciembre un nuevo hito en su operación de litio al cumplir su objetivo anual de 34.000 toneladas de carbonato de litio, un volumen que la consolida como el principal productor del país.
El cumplimiento de la meta se concretó el 29 de diciembre en la planta Cauchari–Olaroz, ubicada en la Puna jujeña, y refleja la estabilización de los procesos productivos tras varios años de ramp-up (incremento gradual y progresivo de la actividad, producción). La cifra cobra relevancia en un contexto de fuerte competencia internacional y de creciente demanda asociada a la transición energética, particularmente para la fabricación de baterías.
Producción de litio en la Puna jujeña
Desde EXAR señalaron que el desempeño productivo fue posible gracias a mejoras operativas sostenidas en planta y en el manejo de las pozas de evaporación, un componente central del proceso de obtención de carbonato de litio.
«Este equipo se caracteriza por su creatividad para sortear adversidades y dar siempre lo mejor que tiene. Gracias por demostrar que juntos somos imparables» agregó Carlos Zapata, vicedirector de Operaciones Control de Pozas y Planta de Encalado.
El desempeño productivo fue posible gracias a mejoras operativas sostenidas en planta y en el manejo de las pozas de evaporación indicaron desde Exar
El modelo de economía circular en la producción de litio
En paralelo al crecimiento productivo, EXAR fue reconocida a nivel nacional por su modelo de economía circular aplicado a la actividad del litio en la Puna jujeña. El proyecto obtuvo el primer puesto en la categoría “Modelos y Cadenas de Valor Circulares” del concurso impulsado por Pacto Global de Naciones Unidas, que evaluó iniciativas de 47 empresas.
El jurado destacó especialmente el sistema hídrico circular, orientado a optimizar el uso del agua en un entorno de alta sensibilidad ambiental, así como el esquema de gestión integral de residuos y la articulación con proveedores y recicladoras locales. También se valoró la reducción progresiva de plásticos de un solo uso y la incorporación de prácticas sostenibles a lo largo de la cadena de valor.
“Este reconocimiento refuerza el enfoque de mejora continua y la búsqueda de un modelo productivo responsable”, afirmó Alejandro Fiad, superintendente de Medio Ambiente de la compañía.
EXAR y su relación con las comunidades y seguridad operativa
Durante 2025, EXAR también avanzó en iniciativas vinculadas al entramado social de su área de influencia. Entre ellas, se destacó el Programa de Fortalecimiento en Liderazgo Comunitario Sostenible, que involucró a referentes de comunidades originarias de Pastos Chicos, Olaroz, Puesto Sey, Huancar, Susques, Catua y El Toro.
El programa se desarrolló entre agosto y diciembre con instancias presenciales y virtuales, y estuvo orientado a fortalecer capacidades de liderazgo en un contexto de transformación territorial, con foco en la gestión de proyectos comunitarios, el diálogo intercultural y el desarrollo sostenible.
En materia operativa, EXAR cerró además el cuarto Encuentro de Seguridad en el Transporte, una iniciativa anual destinada a reducir riesgos en una de las etapas más críticas de la logística minera. En ese marco, la compañía reconoció a tres empresas transportistas —dos de ellas de origen comunitario— por su desempeño en seguridad y cumplimiento de estándares.
Desarrollo del litio argentino
Con una producción anual de 34.000 toneladas de carbonato de litio, EXAR se posiciona como uno de los proyectos de mayor escala en operación en la Argentina, en un momento en el que el litio se consolidó como uno de los principales vectores de inversión minera del país.
El desempeño productivo de la planta Cauchari–Olaroz y la consolidación de sus procesos operativos colocan a la compañía como un actor relevante dentro de la cadena de valor del litio, tanto a nivel provincial como nacional, en un escenario marcado por la volatilidad de precios y la creciente exigencia ambiental y social sobre la industria.
El mercado de autos eléctricos en Argentina cerró 2025 con un crecimiento récord, impulsado por la llegada de nuevas marcas, una mayor variedad de modelos y una oferta más alineada al uso urbano. Aunque el volumen total sigue siendo bajo frente al mercado general, el salto interanual confirma que la movilidad eléctrica dejó de ser un fenómeno marginal.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, en base al Informe de Mercado de ACARA – diciembre 2025, durante el año se patentaron 1.279 vehículos 100% eléctricos, más del doble que en 2024 (557 unidades), lo que representa un crecimiento del 129,6% interanual. En ese contexto, el ranking de modelos muestra con claridad cuáles son los eléctricos que realmente lograron ventas sostenidas.
El liderazgo del segmento quedó en manos de marcas chinas y productos urbanos, con BYD como gran protagonista. Al mismo tiempo, modelos ya conocidos como el Chevrolet Spark y propuestas premium como el Volvo EX30 lograron mantenerse entre los más elegidos.
Los 10 autos eléctricos más vendidos en Argentina en 2025:
Chevrolet Spark EV – 206 unidades
BYD Dolphin Mini – 175
BYD Yuan Pro – 169
Volvo EX30 – 140
Renault Megane E-Tech – 104
Renault Kangoo E-Tech – 40
BAIC EU5 – 40
Great Wall ORA 03 – 36
Coradir Chiki – 28
BMW iX2 – 23
El ranking confirma que los autos eléctricos más vendidos en Argentina son compactos, pensados para ciudad y con precios relativamente más accesibles, muy lejos todavía de una electrificación masiva del segmento SUV o de pickups.
Un mercado chico, pero con un cambio de tendencia claro
Si bien los eléctricos representaron menos del 0,3% del total del mercado automotor, su crecimiento fue muy superior al promedio general. En 2025, Argentina patentó 612.178 vehículos 0 km, con una suba del 47,8% interanual, pero ningún otro segmento mostró una aceleración comparable a la de los eléctricos.
La consolidación de BYD, el avance de marcas chinas y la diversificación de la oferta explican por qué 2025 marcó un punto de inflexión. Con más modelos en camino y una infraestructura que avanza lentamente, el desafío para 2026 será transformar este crecimiento porcentual en volumen real.
Hablar de energía eléctrica hoy es hablar de desarrollo, competitividad y sostenibilidad. En un contexto de altas temperaturas, crecimiento sostenido de la demanda y necesidad de garantizar un servicio continuo y seguro, el consumo responsable deja de ser un gesto individual para convertirse en una verdadera decisión estratégica, tanto para los hogares como para los comercios y las industrias.
Desde las empresas distribuidoras de energía conocemos de primera mano cómo pequeñas acciones cotidianas, replicadas por millones de usuarios, inciden significativamente en el funcionamiento del sistema eléctrico. El uso responsable de la energía no solo permite optimizar el gasto individual, sino que resulta esencial para sostener una infraestructura crítica que requiere inversiones permanentes, planificación a largo plazo y el trabajo coordinado de más de 60.000 personas en todo el país.
En este contexto, acercar buenas prácticas de consumo responsable se vuelve una herramienta simple y concreta para todos los usuarios. Porque la energía no se gasta: se gestiona. Y gestionarla de manera inteligente tiene un efecto compartido, que impacta tanto en el sistema eléctrico como en la vida cotidiana y la actividad económica.
Desde Adeera sistemáticamente compartimos medidas clave de consumo responsable, pensadas según cada tipo de usuario —residencial, comercial e industrial—, para consumir mejor sin resignar confort ni productividad:
Usuarios residenciales
Climatización eficiente: usar el aire acondicionado a 24 °C en verano, mantener filtros limpios, cerrar puertas y ventanas, climatizar solo los ambientes en uso y mejorar el sellado, evita consumos innecesarios y ahorra energía. Y apagar el aire si no queda nadie en la habitación.
Evitar consumos simultáneos innecesarios: no utilizar varios electrodomésticos de alto consumo al mismo tiempo ayuda a reducir picos de demanda, especialmente en horarios críticos.
Eliminar el consumo invisible: apagar lo que no se usa, evitar el stand by desenchufando equipos y cargadores, usar el lavarropas a carga completa y regular el termotanque permite reducir consumos innecesarios y alargar la vida útil de los equipos.
Comercios
Gestión inteligente de horarios: escalonar el uso de equipos eléctricos y evitar su funcionamiento simultáneo en horas pico mejora la eficiencia operativa y reduce costos.
Mantenimiento y eficiencia de equipos: heladeras, freezers y aires acondicionados en buen estado consumen menos energía y prolongan su vida útil.
Iluminación eficiente: el recambio a tecnología LED y el uso racional de cartelería luminosa tienen un impacto inmediato en la factura eléctrica.
Industrias
Planificación del consumo: programar procesos productivos fuera de los horarios de máxima demanda contribuye a un sistema eléctrico más estable.
Inversión en eficiencia energética: motores eficientes, automatización y medición del consumo permiten detectar desvíos y optimizar recursos.
Cultura energética interna: capacitar al personal y promover buenas prácticas convierte a la eficiencia en parte de la gestión empresarial.
Cada decisión cuenta. Consumir energía de manera inteligente fortalece el sistema eléctrico, impulsa la actividad económica y construye un futuro más sostenible. Empezar a consumir mejor hoy, es una forma concreta de ser parte del cambio que nos beneficia a todos.
*Abogada especialista en asuntos legales y corporativos.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, recorrió el sábado por la tarde los avances de la obra del proyecto Vaca Muerta Oil Sur en Punta Colorada, donde se construyen 6 tanques de almacenamiento que formarán parte de la terminal de exportación de petróleo. Destacó el nivel de avance de los trabajos y señaló que “a fines de 2026, la Argentina comenzará a exportar petróleo desde Río Negro”.
Durante la visita, el mandatario dialogó con trabajadores, responsables técnicos y autoridades de la empresa, y supervisó en detalle el avance de los tanques y de las obras complementarias de la terminal, en el marco de uno de los proyectos estratégicos más importantes del país.
ESTE AÑO: DESDE RÍO NEGRO, ARGENTINA EMPIEZA A EXPORTAR PETRÓLEO
Somos protagonistas de uno de los proyectos energéticos más importantes del país. Una obra estratégica que marca un antes y un después.
En ese contexto, Weretilneck subrayó la magnitud de la obra y su impacto para Río Negro y la Argentina: “Es una de las obras más grandes, no solo de Río Negro sino del país. Esto es realidad, son hechos concretos. Lo que en su momento fue un objetivo para Neuquén, para Río Negro y para la Argentina, hoy se está cumpliendo”, afirmó.
La terminal de exportación constituye un nodo central del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, que une Allen con Punta Colorada y permitirá ampliar de manera decisiva la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hacia el Atlántico. En el predio se construyen 6 tanques que tendrán una capacidad total de almacenamiento de 720 millones de litros de petróleo, consolidando a Río Negro como un actor clave en la matriz energética nacional.
El proyecto también tiene un fuerte impacto en el empleo y en la economía regional. En el pico de la construcción, previsto para marzo-abril de 2026, se estima una ocupación de alrededor de 1600 trabajadores.
En ese marco, el Gobierno de Río Negro controla el cumplimiento de la Ley Provincial 80/20, impulsada por decisión del Gobernador, que establece que en todas las obras estratégicas declaradas de interés provincial el 80% de los trabajadores deben ser rionegrinos. A su vez, se mantienen controles permanentes de seguridad e higiene tanto en la traza como en los campamentos.
A comienzos de noviembre se alcanzó un nuevo hito técnico con la última soldadura automática del oleoducto que une Allen con Punta Colorada a lo largo de 437 kilómetros. Actualmente continúan las pruebas hidráulicas, las obras civiles y el montaje de instalaciones, mientras que la terminal de exportación concentra el mayor volumen de tareas, con la ejecución de estructuras principales, impermeabilización, protección catódica, montaje de domos, caminos internos, drenajes y servicios.
Con una inversión estimada en U$S 3.000 millones, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur se consolida como la infraestructura más importante en ejecución para ampliar la capacidad de transporte y exportación del petróleo argentino. El sistema contará con 4 estaciones de bombeo, 28 válvulas de bloqueo y una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, en una primera fase de puesta en marcha en diciembre 2026, escalable a 390.000 barriles diarios en el segundo semestre de 2027, y hasta 550.000 barriles en una tercera fase de ampliación, proyectando a Río Negro como una provincia exportadora, previsible y confiable para el desarrollo energético del país.
Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció oficialmente el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.
Brito, quien ya ha desempeñado este cargo exitosamente entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneia como el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar.
Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.
Recientemente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector. Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a US$ 1.600 millones desde 2016.
Asimismo, la compañía se posiciona hoy también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$1.280 millones emitidos hasta la fecha.
Continuidad y visión estratégica
Genneia actualmente lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional.
“Es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina”, señaló Jorge Brito.
Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva.
En la provincia de Salta, una estación de servicio YPF ubicada en Salvador Mazza comenzó a operar con un sistema de autodespacho de combustibles, que permite a los usuarios cargar nafta y gasoil sin la asistencia directa de un playero.
Este innovador método se gestiona a través de la aplicación oficial de YPF, brindando mayor autonomía y comodidad a los conductores que elijan esta modalidad. Además, quienes lo utilicen podrán aprovechar beneficios económicos significativos durante las horas nocturnas.
El sistema ofrece un descuento total del 9% en el horario comprendido entre las 0 y las 6 de la madrugada. Esta rebaja resulta de la combinación de un 6% de descuento general aplicado por YPF en esa franja horaria, junto con un 3% adicional exclusivo para los usuarios que opten por el autodespacho mediante la APP YPF, siempre que cumplan con los requisitos técnicos y de seguridad establecidos por la Secretaría de Energía de la Nación.
En la estación de Salvador Mazza, solo una de las islas de carga está habilitada para esta modalidad, mientras que las demás continúan operando bajo el sistema tradicional con atención de playeros.
Este sistema fue autorizado a nivel nacional por el decreto 46/2025, y su implementación es voluntaria para cada estación de servicio, que puede decidir adoptarlo parcial o totalmente según sus posibilidades y preferencias.
Los beneficiarios del fallo de US$ 16.100 millones por la nacionalización de YPF presentarán el próximo jueves 15 de enero ante la jueza Loretta Preska un escrito formal solicitando que se declare al Estado argentino en desacato y se le apliquen sanciones económicas.
“Estás presentaciones resultan del supuesto (repito) supuesto incumplimiento del país de una orden que lo obliga a presentar los WhatsApp y servicios de mensajería similares de ciertos funcionarios públicos. Ya lo han hecho la gran mayoría, pero, al 12 de enero, restan 6 que no”, señaló el especialista Sebastián Maril.
🛑El jueves, los beneficiarios del fallo en el juicio YPF presentarán su primer escrito a favor de declarar a la Rep. Argentina en desacato y aplicar sanciones. El país se defenderá el 19 de febrero, presentando su propio escrito.
En un posteo en redes sociales, Maril precisó que Argentina presentará su escrito de defensa el próximo 19 de febrero. En una última comunicación, fuentes de la Procuración del Tesoro afirmaron que “la República Argentina está cumpliendo plenamente con todas las decisiones judiciales vigentes”.
“Se vienen realizando entregas parciales y periódicas de la información relevada, y se está colaborando activamente para obtener el consentimiento de funcionarios y exfuncionarios involucrados”, indicaron, al tiempo que destacaron que “la gran mayoría ha prestado su colaboración de manera voluntaria”, indicaron voceros oficiales.
Trump, Exxon y la ecuación de riesgo en Venezuela: lo que realmente discute la industria petrolera
El crudo venezolano volvió al centro de la conversación global, pero no por un descubrimiento geológico ni por un salto productivo, sino por algo mucho más estructural: la voluntad política de inversiones y la lectura de riesgo que hacen las principales compañías petroleras norteamericanas.
El punto de tensión quedó expuesto en los últimos días en un intercambio entre Donald Trump y el presidente de ExxonMobil, que terminó funcionando como catalizador de un debate que la industria viene sosteniendo hace años: qué hace falta para que Venezuela vuelva a ser un destino viable para capital petrolero de gran escala.
La secuencia es conocida, pero vale ordenarla desde la óptica del sector. En una reunión con ejecutivos de grandes compañías energéticas, Trump planteó la necesidad de movilizar volúmenes significativos de inversión privada para reactivar el sistema petrolero venezolano. La cifra que circuló fue de alrededor de US$ 100.000 millones, entendida no como un desembolso inmediato, sino como una referencia a la magnitud total de capital que implicaría recuperar infraestructura, campos maduros, logística y capacidad exportadora después de años de declino y subinversión. Para cualquier actor del upstream, la escala no sorprende: la reconstrucción de un sistema petrolero nacional requiere montos de largo plazo y fuerte densidad de ingeniería.
La respuesta que terminó marcando el rumbo del debate fue la de Darren Woods, CEO de ExxonMobil. Woods calificó a Venezuela como “uninvestable”, un término que no busca impacto retórico sino que resume una categoría concreta de evaluación interna de riesgo. No se trata solamente de inestabilidad política, sino de algo más preciso: ausencia de garantías jurídicas, historial de expropiaciones, cambios regulatorios imprevisibles, conflictos contractuales no resueltos y dificultades para proyectar retornos en horizontes de dos o tres décadas. Es decir, exactamente el tipo de variables que cualquier comité de inversión petrolero pondera antes de asignar capital intensivo.
La reacción de Trump fue inmediata y pública. Dijo que no le había gustado la respuesta de Exxon y deslizó que podría mantener a la empresa fuera de eventuales proyectos en el proceso de reapertura venezolana. Remarcó que “hay muchas otras compañías interesadas”, dejando implícita la idea de que la reconstrucción puede avanzar con actores distintos si los tradicionales deciden no participar. Sin embargo, más allá de la declaración, lo que queda para el sector es el contraste entre la expectativa política y la prudencia corporativa.
Para Exxon, el diagnóstico no surge de hipótesis teóricas. La compañía tiene detrás un historial concreto de operaciones en Venezuela, seguido por expropiaciones de activos y litigios internacionales que marcaron su experiencia en el país. Esos antecedentes no solo pesan en términos legales, sino que quedan incorporados en las matrices globales de riesgo y en la discusión con accionistas. Volver a entrar a Venezuela sin un marco jurídico sustancialmente diferente implicaría, desde ese punto de vista, aceptar un nivel de exposición que la empresa considera razonables.
Woods igual dejó abierta una instancia previa: Exxon está dispuesta a enviar equipos técnicos para evaluar activos y condiciones operativas, pero sin compromiso de inversión hasta que exista un marco regulatorio y contractual estable.
Es una distinción clave: due diligence sí, capital no todavía. Este enfoque es habitual en la industria cuando se trata de mercados con alto potencial geológico pero bajo grado de certidumbre institucional. Evaluar infraestructura, pozos, facilidades de superficie y capacidad de transporte es una tarea técnica; comprometer miles de millones de dólares es otra completamente distinta.
Este episodio volvió visible algo que los profesionales del sector conocen desde hace tiempo: las reservas probadas no alcanzan para justificar inversiones. Venezuela puede tener uno de los mayores volúmenes de crudo del mundo, pero si el entorno contractual no ofrece previsibilidad, los proyectos quedan en suspenso indefinidamente.
Un desarrollo de escala requiere estabilidad fiscal, reglas claras sobre participación de capital privado, protección de la propiedad, mecanismos de resolución de controversias y marcos regulatorios que sobrevivan a cambios de gobierno. Sin esos elementos, el atractivo geológico no se traduce en decisiones de inversión.
El “uninvestable” no es un calificativo político sino casi contable. Resume una imposibilidad práctica: no es posible proyectar flujos de caja a 20 o 30 años en un entorno con alta probabilidad de ruptura contractual. En proyectos convencionales de gran escala –y más aún en desarrollos de crudo pesado con necesidades complejas de dilución, upgrading y transporte– los plazos de retorno son largos. Si la regla del juego cambia en medio del camino, el proyecto deja de ser viable incluso con buenos indicadores productivos.
Las declaraciones también tuvieron un impacto en el mercado financiero. Las acciones de Exxon registraron caídas iniciales después del cruce público con Trump, reflejando la lectura de conflicto entre la empresa y la administración.
Al mismo tiempo, otros operadores percibidos como más dispuestos a asumir riesgo político, como Chevron, quedaron mejor posicionados en términos de expectativa de mercado para capturar una eventual reapertura venezolana. No se trata de un juicio de valor, sino de diferentes estrategias corporativas alrededor de riesgo-país, exposición regulatoria y antecedentes históricos en cada geografía.
Más allá del movimiento bursátil, el punto central para el sector hidrocarburífero es otro: la magnitud de inversión requerida para recuperar el sistema petrolero venezolano. Los campos maduros tienen alta declinación, la infraestructura de superficie presenta deterioro, los sistemas de transporte requieren intervención y gran parte del parque refinador necesita modernización profunda. Ninguno de esos desafíos es imposible, pero todos demandan capital sostenido, horizonte de largo plazo y estabilidad regulatoria. En ausencia de eso, la discusión queda en el plano declarativo.
Coincidencias
La lectura técnica de Exxon coincide con evaluaciones privadas que circulan hace años entre consultoras, operadoras y empresas de servicios. Venezuela combina tres factores difíciles: enorme potencial geológico, déficit de inversión acumulado y alto riesgo institucional. El primero empuja a mirar el país con interés; los otros dos frenan cualquier movimiento concreto. Por eso, la clave del debate actual no es si existe petróleo –eso está fuera de discusión– sino si existe el entorno de negocios necesario para desplegarlo a escala.
La posibilidad de enviar equipos para evaluar activos abre otro capítulo relevante. En la práctica, implica inspección de yacimientos, análisis del estado de pozos, verificación de integridad de oleoductos, revisión de facilidades, estudio de costos operativos, estimaciones de recuperación secundaria o terciaria y evaluación de cuellos de botella logísticos. Es el tipo de trabajo que empresas de servicios, ingenierías y consultoras especializadas pueden comenzar a realizar incluso antes de que exista un compromiso de inversión. Sin embargo, esas evaluaciones solo se transforman en proyectos cuando el marco legal deja de ser incierto.
El caso también es seguido con atención por aseguradoras, bancos de inversión y financistas de proyectos. La estructura de financiamiento de gran escala requiere garantías contractuales y mecanismos claros de repago.
Si los ingresos potenciales del crudo exportable quedan sujetos a embargos judiciales, sanciones o disputas sobre la propiedad de los activos, la arquitectura financiera se vuelve inviable. Ese es otro aspecto del “uninvestable”: no solo tiene que ver con perforar, producir o transportar, sino con asegurar que los flujos de fondos proyectados sean realmente cobrables.
En este marco, el cruce entre Trump y Exxon terminó funcionando como síntesis pública de una conversación más amplia que el sector viene sosteniendo a puertas cerradas. La Casa Blanca empuja por aceleración de inversiones privadas; Exxon responde que antes hace falta reconstruir el andamiaje institucional. Ninguna de las dos posiciones desconoce el potencial del subsuelo venezolano. La diferencia está en el orden de prioridades: para la política, la urgencia es temporal; para la industria, la urgencia es jurídica.
“Las petroleras buscan un trade-off justo”
El episodio también deja lecciones extrapolables para otras geografías de alto potencial y alto riesgo. La disponibilidad de recursos no garantiza el flujo de inversiones si no está acompañada por reglas estables, previsibilidad fiscal y respeto a los contratos. Incluso en un contexto de demanda global sostenida de crudo y gas, las empresas priorizan entornos donde pueden proyectar retornos sin sobresaltos regulatorios. Esa lógica se profundiza en ciclos de transición energética, donde cada dólar de capital compite con alternativas no convencionales o con desarrollos vinculados a bajas emisiones. El subsuelo no está en discusión. Lo que está en discusión es el andamiaje que permitiría convertir ese subsuelo en proyectos. Y ahí es donde, por ahora, la industria ve más interrogantes que certezas.
En la terminal de Punta Colorada se completaron los aros en los tanques TK404 y TK401.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidado como la principal plataforma exportadora de crudo de la Argentina, registra un avance global del 51% al inicio de 2026. Esta obra de infraestructura, liderada por un consorcio de ocho compañías petroleras, entró en una fase determinante de su cronograma tras completar hitos fundamentales en el tendido del ducto y la construcción de terminales de almacenamiento durante el último trimestre del año pasado.
Uno de los mayores desafíos técnicos de la traza comenzó a ejecutarse en estas primeras semanas del año con el Cruce Horizontal Dirigido del Río Negro. Esta maniobra de alta complejidad consiste en una perforación que atraviesa el cauce del río a 30 metros por debajo del lecho, permitiendo el paso de la tubería sin afectar el curso de agua. Este hito se suma a los 76 cruces especiales ya finalizados, que incluyeron arroyos, caminos e intersecciones críticas a lo largo de la provincia.
En la Estación Cabecera Allen, considerada un nodo vital para el transporte de hidrocarburos, los trabajos muestran un ritmo sostenido. Se levantaron las últimas virolas del tanque TK7 y se ultiman las soldaduras en el TK8.
Cabecera de ducto en Allen.
De forma paralela, las cuadrillas avanzan en la infraestructura complementaria que incluye redes de incendios, drenajes y edificios administrativos, asegurando la operatividad de un sitio que conectará la producción neuquina con el sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval).
Hacia el este, en la Estación de Bombeo 1 de Chelforó, se registraron progresos significativos en la obra civil y la estación transformadora. En tanto, las proyecciones para este primer trimestre de 2026 contemplan el inicio de las obras en las estaciones de bombeo 2 y 3, ubicadas en Santa Rosa y en el kilómetro 349 del ducto, respectivamente. Estas instalaciones resultan esenciales para garantizar la presión necesaria en el transporte del fluido hacia la costa atlántica.
Punta Colorada, el nodo exportador del VMOS
El punto final del recorrido del VMOS, la Terminal Punta Colorada, también exhibe transformaciones visibles. En esta zona se completó la construcción de virolas en los tanques TK404 y TK401, mientras se intensifican las tareas de movimiento de suelos y el despliegue del campamento. Durante todo 2026, el foco principal en esta área estará puesto en la obra marina.
Tanque de almacenamiento en Allen.
Este punto es considerado de los más complejos de toda la obra. La infraestructura offshore es el componente más disruptivo del proyecto Vaca Muerta Sur, ya que a diferencia de los puertos tradicionales con muelles fijos, la terminal de Punta Colorada operará con un sistema de dos monoboyas denominadas técnicamente Single Point Mooring.
Estas monoboyas estarán instaladas mar adentro, a una distancia de unos 15 kilómetros de la costa, y se unirán a la terminal terrestre mediante un oleoducto submarino que dará continuidad a la traza de 437 kilómetros que viene desde Vaca Muerta. Este sistema permite que los buques se amarren por la proa y roten libremente 360 grados, según la dirección del viento y las corrientes, lo que garantiza una mayor ventana operativa incluso en condiciones climáticas adversas.
Vaca Muerta Oil Sur: las proyecciones sobre su impacto económico
El proyecto VMOS representa una inversión total de US$3.000 millones y se encuentra amparado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El financiamiento se estructuró mediante un préstamo sindicado de US$2.000 millones de dólares otorgado por un consorcio de 14 bancos internacionales, marcando un precedente en la reapertura del crédito externo para proyectos de infraestructura privada en la Argentina desde 2019.
Estación de Bombeo 1
El impacto económico proyectado es de gran magnitud para la macroeconomía. Según estimaciones de la industria, la puesta en marcha de este sistema permitirá un ingreso de divisas de entre US$15.000 y US$20.000 millones anuales.
Además, la operatividad del puerto de aguas profundas en Punta Colorada habilitará el ingreso de buques tipo VLCC, optimizando costos logísticos que podrían significar un ahorro de hasta 3 dólares por barril exportado.
En el ámbito regional, la construcción está generando 1.500 puestos de trabajo directos y dinamiza la actividad de proveedores locales en las comunidades cercanas a la traza. Este desarrollo busca eliminar los cuellos de botella que limitaron la producción de shale oil en años anteriores, posicionando a Vaca Muerta como un centro exportador con capacidad para abastecer mercados internacionales de alta demanda.
Terminal de Punta Colorada.
La inauguración de la primera etapa sigue programada para diciembre de 2026. En esta fase inicial, el oleoducto contará con una capacidad de transporte de 180.000 barriles diarios. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.
Un nuevo hito productivo en Vaca Muerta
En el camino del salto de producción que Vaca Muerta requerirá alcanzar este año para abastecer la creciente disponibilidad de transporte que ofrecerá el VMOS, YPF acaba de anunciar que en diciembre el bloque de Loma Campana, que opera en asociación con Chevron, superó el hito de los 100.000 barriles diarios de shale oil.
Al consolidarse como el primer bloque no convencional en superar la barrera de los seis dígitos en barriles diarios, el yacimiento no solo valida el potencial geológico de la cuenca neuquina, sino que ratifica la eficiencia operativa alcanzada mediante la curva de aprendizaje acumulada por ambas compañias, socias desde 2013 en lo que se considera el bloque fundacional de la formación.
Este desempeño posiciona al área como el principal productor de petróleo del país, traccionando el crecimiento de las exportaciones y la generación de divisas. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el logro como parte del desarrollo del Plan 4×4, para lo cual la compañía orientó sus esfuerzos hacia la maximización de la rentabilidad y la aceleración de la producción en las zonas de mayor productividad.
La implementación de nuevas tecnologías de fractura y la mejora en la logística de arena y agua permitieron reducir los costos operativos, logrando que cada etapa de completación sea más ágil y sustentable. Este enfoque de modo factoría garantiza que el incremento en los barriles diarios se traduzca en una operación competitiva a nivel global.
Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.
Brito, quien ya ha desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneia como el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar, destacó un comunicado de la compañía.
Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.
En fecha reciente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector. Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a U$S 1.600 millones desde 2016.
Asimismo, la compañía se posiciona también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de U$S 1.280 millones emitidos hasta la fecha.
Continuidad y Visión Estratégica
Genneia lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional.
Jorge Brito destacó que “es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina”.
Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva, se indicó.
Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. La reciente entrada en operación del Parque Solar San Rafael en Mendoza, junto con la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris y la inauguración del Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.540 MW.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 130 MW, ubicado en la provincia de San Juan.
Con sus seis parques solares en operación —Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I, Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (140 MW) — Genneia alcanza un total de 630 MW de capacidad instalada en energía solar.
https://www.genneia.com.ar/
Acerca de Jorge Brito Jorge Brito fue elegido presidente del Directorio de Banco Macro en marzo del 2023, y también es accionista de Inversora Juramento S.A.
Fue presidente del Club Atlético River Plate entre el 2021 y 2025. Además, fue presidente de ADEBA (Asociación de Bancos Argentinos) durante el 2017 y 2018, asociación de la que ahora es vicepresidente primero. También fue presidente del Directorio de Macro Securities entre 2013 y 2022.
El desarrollo del proyecto Vaca Muerta Oil Sur registra un ritmo de ejecución que permitirá al país contar con una nueva terminal exportadora, oeprativa desde fines de 2026 o comienzos de 2027. Las imágenes satelitales permiten observar cómo la fisonomía de Punta Colorada fue mutando desde que comenzaron las primeras obras de despeje del terreno hasta la actualidad.
Las capturas aéreas reflejan la evolución del área del proyecto en Punta Colorada entre diciembre 2024 y enero 2026, utilizando imágenes satelitales Sentinel-2 Explorer y la herramienta Animate de ArcGIS. En ellas se distinguen con claridad los tanques de almacenamiento en proceso de montaje. Estas estructuras, que en conjunto albergarán 720 millones de litros de crudo, representan el corazón operativo del sistema.
Evolución del área del proyecto entre diciembre 2024 y enero 2026, con imágenes satelitales Sentinel-2 Explorer y la herramienta Animate de ArcGIS.
Las imágenes permiten incluso advertir el avance en las obras civiles del proyecto Vaca Muerta Oil Sur y los caminos internos y los principales sistemas del complejo, los que configuran una trama industrial que ya ocupa un lugar central en el paisaje costero de la provincia.
La terminal no es un elemento aislado, sino el punto de llegada de una traza de 437 kilómetros de oleoducto que nace en Allen. El hito técnico alcanzado en noviembre, con la finalización de la última soldadura automática, marca el inicio de una nueva fase que es la de pruebas hidráulicas y el montaje final de instalaciones de superficie.
Vaca Muerta Oil Sur: comenzaron las obras del cruce del Río Negro
Actualmente, las contratistas Techint-Sacde que tienen a su cargo las obras del oleoducto, avanzan en estos primeros días del año con el proceso que permitirá el cruce especial del Río Negro, el mayor desafío de toda la traza, ya que implica extender el ducto unos 30 metros por debajo del cauce mediante la técnica de Cruce Horizontal Dirigido.
Comparativa visual del “antes y después” del proyecto, con imágenes Sentinel-2 Explorer integradas en ArcGIS Living Atlas.
La progresión de las imágenes coincide con el incremento de la actividad laboral en la zona, y se proyecta que para el bimestre marzo-abril de 2026, la obra alcance su pico máximo de ocupación con 1.600 trabajadores en terreno, de acuerdo a estimaciones de la provincia de Río Negro.
Con una inversión que ronda los U$S 3.000 millones, la infraestructura está diseñada para una evolución escalonada, la obra tiene una proyección de capacidad y de exportación inicial de 180.000 barriles diarios para fines de 2026, para el segundo semestre 2027 se anticipa un salto a 390.000 barriles diarios y la tercera fase tiene una proyección final de 550.000 barriles diarios.
YPF inauguró en la ciudad de Pinamar su primera estación móvil, un modelo innovador que se traslada según la demanda estacional, pensada para clientes que buscan agilidad y una experiencia 100 % tecnológica, operada y asistida en tiempo real desde el RTIC de Comercialización.
La implementación de este nuevo formato se enmarca en la Resolución 504/2025 de la Secretaría de Energía, que reglamenta el Decreto 46 de enero del 2025 y establece un nuevo marco regulatorio para el abastecimiento de combustibles. En este contexto, YPF avanza con el desarrollo de las estaciones de cercanía móviles, siendo la primera compañía en inaugurar una unidad bajo esta normativa.
Ubicada en Av. Libertador, entre Selene y Poseidón, esta primera estación permite abastecer hasta dos vehículos en simultáneo y cuenta con un módulo FULL autónomo.
Ofrece exclusivamente combustibles premium, con foco en brindar una experiencia ágil, tecnológica y diferencial para los usuarios.
La inauguración contó con la presencia del intendente de Pinamar, Juan Manuel Ibarguren; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el vicepresidente Ejecutivo Midstream y Downstream, Mauricio Martín; y otras autoridades del municipio y de la compañía.
“Sabemos que en el verano los destinos turísticos necesitan más y mejor servicio, y esta estación viene a dar respuesta a eso. Queremos que las familias que viajan, los vecinos y quienes visitan la zona encuentren en YPF un lugar confiable, con buena atención y combustibles de calidad. Es parte del camino que estamos recorriendo para estar cada vez más cerca de nuestros clientes”, destacó Marín.
Con esta apertura, YPF suma infraestructura estratégica en la Costa Atlántica y continúa desarrollando soluciones innovadoras para acompañar a sus clientes en los principales destinos del país.
Beneficios de verano para socios ServiClub
Como parte de la temporada de verano 2026, YPF lanzó beneficios exclusivos para socios ServiClub en paradores turísticos de la Costa Atlántica y otros puntos del país como Villa Carlos Paz y Bariloche.
Los socios pueden canjear 500 puntos ServiClub y obtener $ 20.000 de descuento en gastronomía, servicios de playa, estacionamiento, actividades recreativas y más, en paradores seleccionados de Pinamar, Cariló, Costa Esmeralda, Mar del Plata, Chapadmalal, Bariloche y Villa Carlos Paz.
Además, habrá activaciones especiales durante la temporada, como el trailer con simuladores en puntos clave de la Costa, presencia de FULL en balnearios y el Teatro Tronador de Mar del Plata.
El detalle completo de paradores y condiciones se pueden consultar en APP YPF.
Jorge Brito ya se había desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022
Genneia, la empresa dedicada a la generación de energías renovables en la Argentina, anunció el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.
“Brito, quien ya ha desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneiacomo el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar”, aseguraron desde la compañía.
Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.
Recientemente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector.
Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a US$ 1.600 millones desde 2016. A su vez, la compañía se posiciona hoy también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$1.280 millones emitidos hasta la fecha.
Jorge Brito: Continuidad y visión estratégica en energías renovables
Genneia actualmente lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional.
«Es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina», señaló Jorge Brito.
“Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva”, concluyeron desde la empresa.
Red Eléctrica España (REE) ha puesto en evidencia 78 nudos de la red de transporte donde se activará el procedimiento de concurso de capacidad de acceso de demanda. De estos puntos críticos, 46 pertenecen a redes de 220 kV y 32 a redes de 400 kV, en función de su tensión nominal.
El análisis regional permite identificar a Andalucía como la comunidad con mayor concentración, con 19 nudos afectados. Le siguen Castilla y León (11), Aragón (10) y Castilla-La Mancha (9), mientras que la Comunidad de Madrid y Extremadura presentan 7 nudos cada una. También aparecen en el listado Cataluña (5), Galicia (4), y en menor medida País Vasco, Comunidad Valenciana y Murcia, con 2 nudos cada una.
La publicación, fechada el 15 de diciembre de 2025, se realiza en aplicación de los artículos 20 bis y 20 quater del Real Decreto 1183/2020, que regula el acceso y conexión a las redes eléctricas de transporte y distribución en España.
Según lo dispuesto, cuando en un mismo nudo concurren múltiples solicitudes de acceso sin capacidad técnica suficiente para atenderlas de forma simultánea, se debe activar un concurso competitivo para adjudicar la capacidad disponible de forma objetiva y transparente. En tanto que la identificación pública de estos nudos marca un paso en la organización técnica y regulatoria del sistema eléctrico ante la creciente presión de nuevas solicitudes de consumo intensivo.
La medida no solo identifica los puntos donde la red está más comprometida, sino que lanza una señal directa a promotores industriales, operadores logísticos y desarrolladores de proyectos de electromovilidad, hidrógeno verde o almacenamiento, sobre dónde deben prepararse para competir por capacidad.
En este contexto, Abelrado Reinoso, destacó la necesidad de habilitar posiciones disponibles en subestaciones, permitir el uso compartido entre demanda y generación, flexibilizar los criterios de acceso, y priorizar proyectos con mayor madurez técnica y financiera. También apuntó que figuras como el acceso flexible, recientemente introducido en la Circular 1/2024, pueden aportar soluciones si se aplican correctamente: “Lo importante es que se entienda que no toda la potencia se necesita 24/7, y que el sistema pueda valorarlo”, explicó.
El documento publicado por REE especifica que “se muestran los nudos de la red de transporte en los que el Operador del Sistema ha informado de que concurren las circunstancias para celebrar un concurso de acceso de demanda”, y detalla con precisión la fecha de comunicación, tensión del nudo y ubicación geográfica.
Para el sector energético, este nuevo mapa no es solo una declaración técnica, sino que puede funcionar como una guía estratégica para tomar decisiones sobre ubicación de plantas, inversiones en eficiencia eléctrica y desarrollo de proyectos industriales. A su vez, permite prever la competencia regulatoria por el acceso a una red limitada, lo cual tiene impacto en los calendarios de puesta en marcha y viabilidad de nuevas iniciativas.
Uno de los aspectos más destacados fue la celeridad inédita del proceso, posible gracias a que los proyectos seleccionados fueron declarados estratégicos, lo que habilita cronogramas definidos para permisos y construcción.
“El proceso de permisos e interconexión que antes tomaba dos años, lo comprimieron en dos meses. Eso da muchísima certeza a quien financia, a quien construye y a quien compra la energía”, señaló Alejandro Robles,director de MRS Sustentables, en diálogo con EnergíaEstratégica.
Con este precedente, anticipa que habrá un mayor interés del sector privado en la nueva etapa. “Va a ser muy interesante esta segunda vuelta. Hay jugadores fuertes que quisieron ver cómo se daba la cosa, y ahora se van a animar. Y si se incorporan mejoras, puede ser aún más potente”, planteó.
No obstante, Robles apuntó que para consolidar este esquema y ampliar su impacto será clave introducir mayor flexibilidad en aspectos técnicos, económicos y regulatorios.
“Sería deseable tener una mayor flexibilidad en las convocatorias, en especial en lo que respecta a dónde interconectarte. Que, por ejemplo, te digan: ‘necesito energía en la zona Occidental’, y que además te anticipen el costo de los refuerzos macro, aunque sea aproximado. Así podés ver cómo optimizar tu proyecto para sacarlo adelante”, sostuvo. A su juicio, la falta de esa información limita la planificación eficiente y restringe la participación de nuevos actores.
“Esto es un proceso dinámico, es una nueva ley, un nuevo sector. Creo que todos vamos a ir aprendiendo con el tiempo. Y para eso, los instrumentos regulatorios también tienen que empezar a incorporar cierta flexibilidad”, remarcó. También sugiere que se permita postular tecnologías distintas a las previstas para ciertas regiones, siempre que estén técnica y económicamente justificadas.
Lejos de plantear una baja en los estándares, Robles aclaró que este pedido apunta a mejorar el alcance del esquema sin afectar su rigor. Por el contrario, destaca que la primera convocatoria sirvió como un filtro que elevó la calidad del mercado. “Solo entran los proyectos serios. Necesitás tener terrenos arrendados, estudios de interconexión avanzados, la manifestación de impacto ambiental y social presentada… y además, poder asumir refuerzos que cuestan cientos de millones de pesos”, puntualizó.
Otro eje relevante fue la incorporación obligatoria de almacenamiento. Todos los proyectos debieron integrar baterías equivalentes al 30% de su capacidad nominal, con tres horas de respaldo para solar y cuatro para eólica. Como resultado, se prevé la instalación de entre 3 y 4 GWh. “El almacenamiento ya no es opcional. Llegó, se va a instalar y será parte de la estructura del sistema eléctrico en México”, afirmó.
Más allá de los proyectos adjudicados, Robles observa una reactivación transversal en el ecosistema energético. Aumentaron las solicitudes de generación distribuida por parte de industrias, especialmente para instalaciones menores a 20 MW.
Además, proveedores de equipos, firmas de ingeniería, consultores financieros y operadores O&M ya comenzaron a movilizarse. “Esto está activando el ecosistema. Va a haber empleos bien remunerados, actividad para proveedores, técnicos y reclutadores”, indicó.
Por último, señala que aún resta completar aspectos normativos clave. Si bien la Ley del Sector Eléctrico se publicó en marzo y en octubre se presentó el nuevo reglamento, todavía falta actualizar manuales de interconexión, reglas de mercado y disposiciones técnicas.
“Falta que todos tengan muy claro cuál es la película. Pero las señales han sido muy positivas”, concluyó.
El almacenamiento se consolida como una palanca clave para mejorar la rentabilidad de los proyectos solares en España. Según estimaciones de AleaSoft, la integración de baterías puede aumentar los ingresos hasta en un 40%, al permitir a las plantas operar de forma más estratégica, maximizando valor en un mercado cada vez más volátil.
“Al integrar baterías, la planta pasa a una estrategia mucho más activa, basada en arbitraje, gestión del riesgo y captura de volatilidad. El perfil de ingresos cambia radicalmente: menos dependencia de las horas solares canibalizadas, mayor exposición a precios altos en horas punta y una combinación de ingresos más diversificada y estable en el tiempo», aseguró Antonio Delgado Rigal, CEO de Aleasoft.
«En la práctica, el almacenamiento convierte a la planta solar en un activo gestionable, con más resiliencia frente a cambios de mercado y mayor bancabilidad”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
Este nuevo enfoque no responde solo a una mejora operativa y económica, sino a un cambio estructural en el funcionamiento del mercado mayorista español. Si bien el precio medio ha registrado niveles contenidos en los últimos meses, el comportamiento real del mercado está marcado por una volatilidad horaria e interdiaria creciente, producto del avance renovable, la débil evolución de la demanda y unas interconexiones aún limitadas en España.
“El mercado ha entrado en una fase en la que el precio medio ya no es el principal mensaje; lo relevante es la dispersión de precios por horas y días”, subrayó Delgado Rigal.
En este escenario, las horas centrales del día concentran una sobreoferta fotovoltaica que hunde los precios, mientras que los momentos sin sol ni viento siguen dominados por los ciclos combinados de gas, empujando los precios al alza.
Consultado sobre qué indicadores deben mirar con más atención los desarrolladores para anticiparse a los cambios de mercado, Delgado Rigal apuntó que ya no basta con observar el precio medio del pool. En su lugar, recomienda enfocarse en la forma del precio horario y su volatilidad, elementos que definen el verdadero valor de un proyecto.
“Ahí es donde se genera, o se destruye, valor”, sostuvo el CEO de AleaSoft, quien subrayó la relevancia de analizar los spreads horarios y estacionales, la correlación entre precios y producción renovable, así como la evolución de las horas en que casan las centrales de gas, por ser estas las que determinan los picos de precio.
Para poder operar en un entorno con tanta dispersión horaria y dependencia de condiciones variables, Delgado Rigal insiste en que no alcanza con tener una visión estática o puntual del mercado. Es indispensable contar con previsiones horarias y cuartohorarias a largo plazo, con probabilidades asociadas, que permitan evaluar diferentes escenarios, anticipar riesgos y definir estrategias realistas.
Esta necesidad se vuelve especialmente crítica en proyectos de hibridación y almacenamiento, donde el valor económico depende del encaje preciso entre generación, precios y flexibilidad.
“En un mercado cada vez más complejo, estas métricas y previsiones avanzadas son las que permiten anticiparse a los cambios y diseñar proyectos realmente viables en el tiempo”, enfatizó.
Delgado Rigal destaca que los sistemas de almacenamiento no solo ayudan a suavizar los precios horarios, sino que también “aportan servicios de ajuste y control, de modo que se necesitarán menos ciclos combinados funcionando solo para garantizar el control de tensión y la estabilidad de la red”.
No obstante, enfatiza en que para que el almacenamiento sea verdaderamente rentable se necesitan marcos regulatorios que remuneran explícitamente la flexibilidad y los servicios al sistema, más allá del mercado de energía.
“Se necesita una retribución explícita por la flexibilidad y los servicios al sistema: capacidad, regulación de frecuencia, control de tensión, servicios locales de red”, afirmó el CEO de AleaSoft, destacando que sin señales claras de regulación a largo plazo, gran parte del valor potencial de estos activos puede quedar sin capturar.
En un mercado cada vez más impredecible, AleaSoft se posiciona como un facilitador estratégico clave para utilities, comercializadoras, fondos de inversión y desarrolladores. A través de escenarios de precios, demanda y producción renovable, la empresa proporciona herramientas que permiten estructurar PPAs, evaluar riesgos, optimizar carteras y mejorar la bancabilidad de los proyectos.
“Nuestro papel no es decir qué decisión tomar, sino poner números, probabilidades y coherencia de mercado a cada alternativa, de forma que cada agente pueda decidir con mayor visibilidad y confianza en el largo plazo”, explicó el ejecutivo.
Para ello, la compañía utiliza AleaModel, un sistema de previsión propio diseñado específicamente para el sector energético. El modelo combina una estructura estadística tipo SARIMA de Box-Jenkins con redes neuronales artificiales, lo que le permite capturar la estacionalidad, la dinámica temporal y las relaciones entre variables del mercado.
“El modelo ajusta de manera dinámica los parámetros, lo que convierte a AleaModel en un sistema adaptativo capaz de reaccionar rápidamente a cambios de tendencia y contexto”, resalta el CEO.
En ese contexto, el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026 aparece como uno de los espacios más relevantes para debatir estas cuestiones de almacenamiento y precios de energía. El encuentro, que se realizará el 12 de febrero de 2026 en Madrid, reunirá a reguladores, decisores empresariales y líderes tecnológicos para abordar desafíos y oportunidades en torno al almacenamiento, la integración renovable, los nuevos modelos de negocio y la evolución de los mercados energéticos en la Península Ibérica.
La participación de fuentes renovables en la capacidad instalada eléctrica de América Latina y el Caribe alcanza ya el 65 %, una cifra histórica.
Sin embargo, eso no significa que las renovables generen esa misma proporción de energía en tiempo real. La diferencia entre capacidad instalada y generación efectiva sigue siendo una de las brechas técnicas más relevantes del sistema eléctrico regional.
Según el informe de monitoreo del mercado eléctrico regional, en junio de 2025 la generación renovable llegó al 71 % del total, con la hidroeléctrica aportando el 51 %. Pero en julio —en temporada seca— ese índice cayó al 65 % o menos.
Esta variación estacional revela que, en ciertos momentos del año, el sistema necesita seguir recurriendo a tecnologías fósiles como el gas o el fuel oil para garantizar el suministro.
Para Antonio S.R. López, CEO de A&M TECHNOLOGY, esa diferencia entre instalación y generación es estructural.
“No siempre es lineal el dato de capacidad instalada con el de generación aportada al sistema”, explicó, y subrayó que las brechas más urgentes están en la falta de almacenamiento, la escasa flexibilidad operativa y la necesidad de contar con pronósticos de recursos más precisos.
También advirtió que la infraestructura de transmisión actual necesita ser reforzada para sostener altos niveles de generación renovable en todas las condiciones climáticas.
La exposición a los combustibles fósiles tampoco se ha superado en términos económicos. El precio spot de la electricidad continúa anclado a las tecnologías térmicas, especialmente en momentos de baja generación renovable, congestiones regionales o picos de demanda. Si bien las renovables ayudan a amortiguar la volatilidad, aún no logran desacoplar completamente el precio eléctrico del gas y el fuel oil.
Según se detalla en el informe regional, para lograr un verdadero desacoplamiento se requiere más capacidad de almacenamiento, una red más flexible, mejoras en la transmisión regional y mercados de servicios complementarios que valoren adecuadamente los atributos técnicos de las renovables.
2026: año de inflexión para la operación del sistema
Las proyecciones de demanda hacia 2026 plantean un nuevo desafío para el sistema eléctrico regional. Aunque se espera que el crecimiento de la generación provenga mayoritariamente de renovables, la falta de soluciones estructurales como el almacenamiento y la flexibilidad puede convertir este escenario en un cuello de botella operativo.
Así lo advirtió López: “El impulso principal será la expansión renovable, pero sin almacenamiento ni flexibilidad, la operación no podrá sostenerse”.
La integración regional, a través del Mercado Eléctrico Regional (MER), podría ser una herramienta clave para enfrentar estos retos. El MER ya permite optimizar el despacho, reducir costos y reforzar la seguridad energética mediante el intercambio entre países. Sin embargo, su arquitectura actual no está diseñada para gestionar la variabilidad de fuentes intermitentes.
A nivel operativo, aún se necesitan ajustes normativos que permitan incorporar servicios auxiliares, mejorar los mecanismos de despacho y abrir la participación a recursos distribuidos. Las renovables han ampliado el potencial de integración energética regional, pero la capacidad limitada de la red de transmisión es hoy un freno para absorber grandes flujos variables.
El ejecutivo fue enfático al respecto: el diseño del mercado necesita adaptarse para que los recursos renovables puedan ser plenamente integrados, no solo a nivel técnico sino también comercial y económico. De lo contrario, los logros en capacidad instalada podrían verse comprometidos por restricciones estructurales no resueltas.
Las nuevas operadoras toman posesión de las hidroeléctricas del Comahue en Argentina, asumiendo la gestión sin interrupciones en la operación, el despacho y la comercialización de energía dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), garantizando la continuidad plena del servicio mientras se completan los procedimientos administrativos definitivos, conforme el régimen transitorio establecido por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación.
Las empresas adjudicatarias que asumieron la posesión son:
Edison Inversiones S.A.U. (Alicurá y Cerros Colorados),
BML Inversora S.A.U. (El Chocón),
Central Puerto S.A. (Piedra del Águila).
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) inició de manera simultánea las adecuaciones necesarias en programación, despacho, liquidaciones, registración y garantías, asegurando una transición ordenada y sin impactos sobre la operación del sistema eléctrico nacional.
Además de la oferta económica ya abonada al Estado Nacional, los adjudicatarios deberán realizar un rebumping integral de las centrales: un conjunto de obras de modernización, renovación y actualización tecnológica estimado en alrededor de USD 400 millones, destinado a extender la vida útil de los equipos, mejorar la eficiencia y elevar los estándares de seguridad operativa de los complejos hidroeléctricos. Estas inversiones forman parte de las obligaciones contractuales que deberán ejecutar en los próximos años.
Las nuevas concesionarias cuentan con 30 días corridos desde la toma de posesión para completar la documentación final requerida.
La toma de posesión marca un hito decisivo en la reorganización y modernización del sistema hidroeléctrico del Comahue, ya que asumen el compromiso de garantizar una operación segura, eficiente y sostenible, fortaleciendo la seguridad energética del país y consolidando un esquema de gestión basado en reglas claras, previsibilidad e inversión de largo plazo.
El Gobierno de España asumió la Vicepresidencia de la 16ª Asamblea de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), que se celebra del 10 al 12 de enero en Masdar, Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos).
España, representada por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, y encabezada en terreno por el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ocupará un rol estratégico durante todo el año 2026 dentro de esta entidad internacional dedicada a impulsar la transición energética global.
“El liderazgo de España en IRENA refleja nuestro compromiso con el multilateralismo, las energías renovables y la cooperación internacional como herramientas para garantizar un desarrollo justo, sostenible y con impacto socioeconómico positivo”, señaló Aagesen.
El anuncio coincide con la noticia de la retirada de Estados Unidos de varios foros multilaterales, incluida IRENA, decisión que el Gobierno español lamentó y calificó como un retroceso en los esfuerzos globales contra el cambio climático y por la seguridad energética.
Compromisos estratégicos y programa de trabajo 2026–2027
Durante la Asamblea, España financiará el programa de trabajo 2026–2027 de la Asociación para el Avance de las Energías Renovables en América Latina (PARLA), un plan que busca fortalecer capacidades técnicas y políticas, impulsar la expansión de infraestructuras y promover la bioenergía sostenible, entre otros objetivos clave.
El país aportará 250.000 dólares anuales para hacer viable este programa, que incluye foros regionales de formación y apoyo técnico a gobiernos y actores locales.
Además, en su intervención, Groizard reafirmará la necesidad de acelerar la transición energética como respuesta directa a la crisis climática y motor de crecimiento económico global.
España llega a esta Asamblea en un momento de liderazgo energético tangible: en 2025, las energías renovables cubrieron el 57% de la demanda eléctrica nacional, reforzando la seguridad energética y la autonomía del país frente a crisis geopolíticas o volatilidad de mercados.
El enfoque estratégico de IRENA para esta edición —que bajo el lema “Powering Humanity: Renewable Energy for Shared Prosperity” reunirá a líderes globales en Masdar— subraya la urgencia de acelerar soluciones renovables a escala mundial para promover prosperidad compartida, equidad energética y resiliencia climática
Río Negro cerró 2025 con 134 Usuarios-Generadores (UGER) conectados a la red y una valorización estimada de $50 millones por energía inyectada. La Secretaría de Energía y Ambiente y el EPRE impulsaron una mesa técnica para ordenar reglas y facilitar nuevos trámites.
La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro presentó el balance 2025 del sistema de Generación Distribuida, una herramienta que permite a hogares, comercios, pymes e instituciones producir su propia electricidad con fuentes renovables e inyectar excedentes a la red.
Según un informe técnico de la Gerencia de Seguridad Pública y Calidad de Servicio, la Provincia cuenta hoy con 134 UGER, de los cuales 45 son monofásicos y 89 trifásicos. Durante 2025, el excedente inyectado por estos usuarios representó una valorización aproximada de $50 millones.
La evolución del año muestra un crecimiento sostenido ya que en abril de 2025, registros del EPRE indicaban 102 usuarios generadores activos y 8 en proceso de conexión, con mayor concentración en Cipolletti, General Roca y San Carlos de Bariloche.
El Gobierno Provincial conformó una Mesa de Generación Distribuida con participación de las tres distribuidoras provinciales, instaladores y cámaras, la Secretaría de Energía y Ambiente y el EPRE.
“Durante 2025 se conformó una mesa de generación distribuida donde elaboramos un borrador de Requerimientos técnicos para la conexión en las redes de distribución, enviado a la Asociación Electrotécnica Argentina (AEA) y la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para recibir observaciones de organismos especializados”, detalló la Ing. Mara Santarelli, responsable de la Gerencia de Seguridad Pública y Calidad de Servicio.
Facilitar el acceso: menos trabas para equipos menores a 30 kW
Entre los avances que se proyectan a partir de la consolidación normativa, se apunta a simplificar el acceso para usuarios menores a 30 kW, favoreciendo más conexiones residenciales y comerciales.
Se prevé que, con la sanción y difusión del marco, no sea necesario modificar el pilar domiciliario en casos donde esté en condiciones y cumpla requisitos vigentes, incorporando un “corte visible” como parte de la instalación, lo que reduce tiempos y costos de adecuación.
De cara a 2026, la Provincia anticipó una hoja de ruta en etapas para fortalecer el sistema: “Se prevé para el 2026 terminar con la mencionada reglamentación y avanzar en una segunda etapa del procedimiento administrativo, con plazos, multas por incumplimiento, modelo de contrato de conexión, y una tercera etapa de reglamentación comercial, para definir facturación y cesión de créditos, entre otros puntos”, indicó Santarelli.
El crecimiento de la generación distribuida también se expresa en el sector público. En junio de 2025, Transcomahue fue habilitada como UGER en su sede técnica de Cipolletti, con 60 paneles y 30 kW, cubriendo aproximadamente la mitad del consumo del edificio.
En paralelo, la Provincia avanza en la instalación del primer parque solar comunitario que estará emplazado en el Valle Medio, junto con el desarrollo de las reglamentaciones necesarias para su implementación, como una nueva etapa de democratización del acceso a energía renovable.
Con la mirada puesta en ampliar el acceso a los servicios básicos en toda la provincia, el gobernador Rolando Figueroa confirmó que la planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) de Los Miches será trasladada a Moquehue ya que Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) llegó con la red de gas natural a esa localidad del norte neuquino.
El presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, brindó precisiones sobre la logística que se desplegará en las próximas semanas: aprovecharán las condiciones climáticas favorables para el movimiento de equipos en la zona cordillerana.
“No se trata solo de mover una estructura; es una medida estratégica que nos permite optimizar los recursos del Estado para llevar el servicio a más familias. El operativo incluye el desarme técnico en Los Miches y el traslado inmediato a Moquehue para iniciar el montaje”, explicó Tojo.
El año pasado el gobernador Figueroa otorgó un aporte de capital de 2.198 millones de pesos a HIDENESA para financiar la ampliación de la red de gas domiciliaria en Moquehue.
El proyecto contempla la instalación de 12.000 metros lineales de cañería de polietileno. Esta extensión de la red permitirá que 500 nuevos usuarios accedan por primera vez al servicio de GLP, mejorando sustancialmente la calidad de vida en la zona cordillerana y fortaleciendo el desarrollo turístico y residencial.
Obras para el equilibrio territorial
Además del traslado a Moquehue, donde ya está definido el predio y comenzaron los trabajos preliminares, el titular de la empresa pública provincial destacó que la agenda de trabajo para los meses estivales es intensa en todo el territorio.
HIDENESA continuará ejecutando tendidos de red y mejoras de servicio para llegar en sucesivas etapas a la Comunidad Antiñir Pilquiñán, Los Carrizos, Las Ovejas, Manzano Amargo y Varvarco.
Con este avance, la provincia busca reducir la brecha de infraestructura en el interior, garantizando que el recurso energético llegue de manera eficiente a las comunidades que más lo necesitan.
La Municipalidad de Plottier, a través de su Subsecretaría de Medio Ambiente, junto con la empresa CAPEX S.A., anunciaron la convocatoria a una Audiencia Pública destinada a debatir el proyecto “Parque Solar”. Esta iniciativa busca impulsar el desarrollo de energías renovables en la región, promoviendo la participación ciudadana.
Los ciudadanos interesados tienen la posibilidad de inscribirse como expositores para expresar sus opiniones o bien realizar consultas directamente en la Subsecretaría de Medio Ambiente. Además, se han puesto a disposición copias del Estudio de Impacto Ambiental, con el objetivo de que vecinos y organizaciones puedan informarse adecuadamente y preparar sus intervenciones.
Este espacio de diálogo se presenta como una oportunidad para que la comunidad conozca en detalle los alcances del proyecto, plantee inquietudes y participe activamente en la toma de decisiones relacionadas con el futuro energético local.
El evento se llevará a cabo el lunes 9 de febrero,a las 10.30 hs. en la Quinta Los Trinos (Olascoaga 375, Plottier).
YPF dio un paso innovador en la Costa Atlántica al inaugurar en Pinamar la primera estación de servicio móvil del país, diseñada para atender la demanda estacional de destinos turísticos con una experiencia 100% tecnológica.
Este nuevo modelo, el primero de cuatro que la petrolera estatal tiene previsto implementar, se caracteriza por su movilidad y capacidad para abastecer hasta dos vehículos simultáneamente con combustibles premium. La estación está equipada con un módulo FULL autónomo y es operada y monitoreada en tiempo real desde el Real Time Intelligence Center (RTIC) de Comercialización de YPF.
La ubicación elegida para esta innovación es Avenida Libertador, entre Selene y Poseidón, en Pinamar, uno de los destinos más concurridos durante la temporada estival. Esta iniciativa se enmarca en la Resolución 504/2025 de la Secretaría de Energía de la Nación, que regula el abastecimiento de combustibles y permite la operación de estaciones móviles bajo un nuevo marco normativo.
En el acto de inauguración participaron autoridades locales como el Intendente Juan Manuel Ibarguren, junto a ejecutivos de YPF, entre ellos Horacio Marín, CEO de la empresa, y Mauricio Martín, vicepresidente Ejecutivo Midstream y Downstream. También estuvieron presentes el secretario de Turismo, Daniel Scioli, y el diputado nacional Cristian Ritondo.
Horacio Marín explicó que “en el verano los destinos turísticos necesitan más y mejor servicio, y esta estación viene a dar respuesta a eso. Queremos que las familias que viajan, los vecinos y quienes visitan la zona encuentren en YPF un lugar confiable, con buena atención y combustibles de calidad”.
Este lanzamiento fortalece la infraestructura de YPF en la Costa Atlántica y se integra a una estrategia que prevé diferentes tipos de estaciones para atender las variadas necesidades del mercado. Marín había anticipado que durante 2026 la empresa abrirá cuatro modelos de estaciones, desde la premium o black, asociada a un acuerdo con McDonald’s, hasta la móvil, ideal para ubicaciones con alta estacionalidad o eventos especiales como Expoagro.
Además, durante la inauguración se reafirmó la alianza estratégica entre YPF y el Automóvil Club Argentino (ACA), vigente desde 1936. César Carman, presidente del ACA, destacó que esta colaboración ha impulsado el desarrollo de una red federal de estaciones que actualmente incluye 190 puntos ACA integrados a la red de YPF, la más extensa del país con aproximadamente 1.650 estaciones.
Carman subrayó que la llegada de las estaciones móviles representa “un momento de modernización y transformación que no se veía hace años” y resaltó la vocación de servicio que comparten ambas instituciones para responder a las necesidades de las nuevas generaciones de viajeros.
Para la temporada de verano 2026, YPF también lanzó beneficios exclusivos para socios ServiClub en distintos paradores turísticos de la Costa Atlántica, Villa Carlos Paz y Bariloche. Los usuarios pueden canjear 500 puntos ServiClub para obtener descuentos de hasta $20.000 en gastronomía, servicios de playa, estacionamiento y actividades recreativas en lugares seleccionados, con activaciones especiales en puntos clave durante la temporada.
El detalle de los paradores y condiciones está disponible en la aplicación oficial de YPF, facilitando a los usuarios acceder a estas promociones durante sus vacaciones.
En un mensaje cargado de hostilidad y con tono de ultimátum, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció este domingo el cese total de la asistencia petrolera y financiera que Venezuela enviaba a Cuba. A través de su red social Truth Social, el mandatario advirtió que la protección militar norteamericana sobre Caracas anula cualquier influencia de la isla en territorio venezolano.
El giro en la política energética regional ocurre tras la captura de Nicolás Maduro y la intervención militar estadounidense que, según Trump, neutralizó a los agentes cubanos que brindaban servicios de seguridad a la anterior gestión.
Trump fue tajante al describir el fin de la relación que sostuvo económicamente a Cuba durante décadas:
Corte total de suministros: “¡NO HABRÁ MÁS PETRÓLEO NI DINERO PARA CUBA: CERO!”, escribió el presidente en un mensaje que sacudió los mercados energéticos del Caribe.
Fin de los “servicios de seguridad”: el mandatario afirmó que Cuba proporcionó seguridad a los “dos últimos dictadores venezolanos” a cambio de crudo, pero aseguró que esa etapa terminó definitivamente.
Capacidad militar: Trump subrayó que la mayoría de los agentes cubanos en Venezuela fallecieron tras el ataque de la semana pasada y que Caracas ya no necesita “extorsionadores” porque cuenta con la protección del ejército de EE. UU.
Ultimátum diplomático
Más allá del bloqueo energético, el presidente estadounidense lanzó una advertencia directa a la administración cubana para que se siente a la mesa de negociaciones bajo las condiciones de Washington.
Trump instó a La Habana a alcanzar un acuerdo “antes de que sea demasiado tarde”, sugiriendo consecuencias no especificadas en caso de una negativa.
Asimismo, el presidente reafirmó que Estados Unidos protegerá a Venezuela con “el ejército más poderoso del mundo (¡con diferencia!)” para asegurar que sus recursos no vuelvan a ser desviados hacia la isla.
Esta medida representa un golpe de gracia a la ya debilitada economía cubana, que depende críticamente de las importaciones de petróleo venezolano para su generación eléctrica y consumo interno, en un momento en que la Casa Blanca busca reconfigurar el mapa geopolítico de América Latina.
El precio internacional del petróleo supone una barrera al deseo de Trump de inversiones norteamericanas en Venezuela.
Donald Trump dejó en claro que los Estados Unidos controlorán el futuro del petróleo de Venezuelaen la primera semana posterior a la intervención militar que sacó a Nicolás Maduro del poder.
La administración Trump anunció un «acuerdo energético» con las autoridades interinas de Venezuela que busca comprometer a las petroleras norteamericanas a invertir en incrementar la producción y exportación de crudo pesado venezolano y reforzar el control de EE.UU. sobre el hemisferio occidental en la puja geopolítica que mantiene con China.
Para aceitar esa nueva agenda, Trump recibió el viernes último en la Casa Blanca a ejecutivos de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.
Una por una, las claves de la agenda de petróleo de EE.UU. en Venezuela
A continuación, las tres claves relevantes para entender la agenda que Trump esta marcando para el futuro del crudo venezolano.
1. “Cambios significativos”, pero sin cambio inmediato de régimen
La intención de la administración Trump de trabajar con el gobierno chavista hasta que se produzca una transición política quedó clara desde un principio. La cuestión de fondo es si los cambios profundos que las petroleras demandan para invertir en Venezuela pueden ser resueltos antes de la salida del régimen político vigente a un nuevo ordenamiento democrático. Es un proceso que hoy no cuenta con plazos certeros.
El secretario de Estado, Marco Rubio, rechazó hablar de plazos para el llamado a nuevas elecciones y anunció un plan de tres etapas para el país, comenzando con la estabilización de Venezuela, seguida de la recuperación y finalmente la transición política.
“La segunda fase será la llamada recuperación, que consiste en garantizar que las empresas estadounidenses, occidentales y de otros países tengan acceso al mercado venezolano de forma justa”, indicó Rubio.
El Presidente de EE.UU., Donald Trump, trabajará con el gobierno chavista hasta que se produzca una transición política.
La ahora presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, dijo que mantendrá una agenda de cooperación bilateral amplia con los EE.UU. Venezuela y Estados Unidos emprendieron este fin de semana un proceso formal para restablecer sus relaciones diplomáticas.
El CEO de ExxonMobil, Darren Woods, en la reunión de las petroleras con el presidente, dijo que “hoy es inviable” invertir en Venezuela, pero confió en que la administración Trump podrá inducir a las autoridades vigentes a realizar “cambios significativos” para dar seguridad jurídica a las inversiones en el largo plazo.
“Confiamos en que, con esta administración y el presidente Trump trabajando en conjunto con el gobierno venezolano, esos cambios podrán implementarse. Y con respecto al gobierno venezolano, no tenemos una opinión al respecto, no hemos hablado con ellos”, dijo Woods.
El ex presidente de Exploración y Producción para África y América de Chevron, Ali Moshiri, considera lógico que EE.UU. trabaje con el chavismo para estabilizar la economía y luego ir a una transición de poder. «Es lo que dice el presidente Trump: pongamos a alguien, hagamos arrancar la economía y después vayamos a una elección real. Yo apoyo al 100% esa estrategia», dijo Moshiri en una entrevista exclusiva con EconoJournal y Clarín.
2. Incremento de la producción de crudo pesado
Trump recibió el viernes en la Casa Blanca a los líderes de la industria petrolera.
Una mayor disponibilidad de crudo pesado venezolano es ciertamente de gran interés para las refinerías estadounidenses sobre el Golfo de México y también un objetivo declarado del gobierno estadounidense.
El Departamento de Energía garantizó que Venezuela podrá importar de EE.UU. el crudo liviano que se necesita como diluyente en la producción de crudo pesado, de forma tal de incentivar una mayor producción, aunque los precios internacionales actuales pueden ser una barrera para la inversión extranjera.
Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo crudo del planeta, con poco más de 300.000 millones de barriles, concentradas principalmente en la Faja del Orinoco. La enorme mayoría es crudo pesado agrio, un petróleo denso y viscoso, además de un contenido elevado de azufre que dificulta su posterior refinación.
El blend insignia del país, el crudo Merey, tiene una gravedad API muy por debajo de los 20°, ubicándose en el espectro contrario de los crudos livianos como el shale oil que se produce en Permian o Vaca Muerta. Al ser más denso y viscoso, el proceso de extracción del crudo venezolano requiere la incorporación de diluyentes como crudos livianos o naftas para que la molécula fluya más fácil.
A pesar de estas dificultades inherentes a su producción, gran parte de las refinerías estadounidenses en Texas y Louisiana fueron construidas para extraer el máximo valor económico del crudo venezolano y existe capacidad ociosa para refinar más volúmenes.
Casi el 70% de la capacidad de refinación de EE.UU. funciona con mayor eficiencia con crudo más pesado, lo cual explica que los crudos pesados representan el 90% de las importaciones de petróleo crudo, según Fabricantes Estadounidenses de Combustibles y Petroquímicos (AFPM), la principal asociación de productores de combustibles del país.
Moshiri y demás expertos de la industria consideran que es factible incrementar la producción actual de 900.000 barriles por día a 1,5 millones de bpd en un plazo de dos años o menos. En cambio, Venezuela requerirá de inversiones en el orden de los US$ 100.000 millones para llevar la producción a 3 millones de bpd en el plazo de una década o más.
La pregunta es si los precios internacionales vigentes justifican semejantes inversiones. Para empezar, el Merey actualmente cotiza con descuentos de 20 dólares o más por barril en comparación con el precio del Brent debido a las sanciones vigentes sobre Venezuela.
Trump llegó a sugerir que el Estado norteamericano subsidiará el recupero de las inversiones en infraestructura petrolera en Venezuela. “Se tendrá que gastar una enorme cantidad de dinero y las compañías petroleras lo gastarán, y luego recibirán el reembolso a través de nosotros o de los ingresos”, dijo el presidente.
Sin embargo, la repuesta de los líderes de la industria presentes en la Casa Blanca fue más bien tibia a la hora de hablar de inversiones.
3. Control de las exportaciones de petróleo crudo venezolano
Venezuela comenzó a entregar a EE.UU. los 30 a 50 millones de barriles de petróleo sancionado.
El control por tiempo indefinido sobre las futuras exportaciones de petróleo desde Venezuela que anunció la administración Trump tiene ribetes comerciales y también de política internacional. EE.UU. podrá condicionar los envíos de petróleo venezolano a China, país que en los últimos años se transformó en el principal comprador de Venezuela.
El Departamento de Energía confirmó el miércoles que EE.UU. tomará control por tiempo indefinido sobre las exportaciones de petróleo crudo y combustibles venezolanos y la gestión de los ingresos generados por su venta en los mercados internacionales. Esto incluye a los 30 a 50 millones de barriles de petróleo sancionado que Venezuela acordó ceder a EE.UU.
Los ingresos se depositarán en cuentas en el extranjero controladas por EE.UU. Los fondos se desembolsarán “en beneficio del pueblo estadounidense y del pueblo venezolano, a discreción del gobierno estadounidense”. Adicionalmente, Trump firmó el viernes una orden ejecutiva para blindar esas cuentas de posibles embargos o procesos judiciales promovidos por acreedores del Estado venezolano.
Las sanciones económicas y el bloqueo naval contra el transporte de petróleo sancionado desde Venezuela se mantienen vigentes. Las empresas extranjeras pueden operar en Venezuela pero necesitan de una licencia especial otorgada por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro de los EE.UU. para poder realizar transacciones con el gobierno o entidades gubernamentales sobre las que pesan sanciones.
Chevron es la única major de EE.UU. que siguió operando en Venezuela.
Chevrones la única petrolera norteamericana que cuenta con una licencia de la OFAC para trabajar con la petrolera estatal PDVSA y exportar su producción a los EE.UU. Trafigura y Vitol, dos de los principales comercializadores de petróleo crudo del mundo, informaron el viernes que comenzaron a prestar «servicios logísticos y de comercialización para facilitar la venta de petróleo venezolano a petición del gobierno de EE.UU».
Trafigura ya poseía las licencias necesarias, mientras que Vitol obtuvo un permiso preliminar. «Estamos aquí para garantizar que podamos transportar todo este petróleo por todo el mundo«, dijo John Addison, ejecutivo de Vitol, en el evento del viernes en la Casa Blanca.
Sin embargo, el gobierno estadounidense habría optado por conceder a Vitol y otras empresas privadas que compren petróleo crudo a PDVSA unos permisos que vienen con condiciones adjuntas, en lugar de conceder a la petrolera estatal una licencia general para poder vender a cualquier participante legítimo del mercado, según publicó Argus Media.
Dichas condiciones estarían vinculadas con las exportaciones de petróleo venezolano a China. El Departamento de Energía había subrayado que “el único petróleo que se transportará dentro y fuera de Venezuela será a través de canales legítimos y autorizados, consistentes con la ley de Estados Unidos y la seguridad nacional”.
El secretario de Energía, Chris Wright, declaró que el comercio de petróleo entre Venezuela y China sería aceptable siempre y cuando los EE.UU. sean la fuerza dominante en el país sudamericano.
Estados Unidos confiscó el pasado viernes otro buque cisterna Olina, el tercero en una semana, que está vinculado a operaciones petroleras con Venezuela en el Mar Caribe.
El procedimiento lo llevaron a cabo infantes de marina y marineros de la Fuerza de Tarea Conjunta Southern Spear. Además, contó con la coordinación del Departamento de Seguridad Nacional y el despliegue de recursos desde el USS Gerald R. Ford.
This morning, a @USCG tactical team, supported by @USMC and @USNavy , boarded and seized Motor Tanker (M/T) Olina in international waters east of the Caribbean. Interagency coordination, and an unstoppable joint force, were instrumental in executing a safe, carefully orchestrated… pic.twitter.com/PdiF41LQQR
Esta operación corresponde a la Operación Lanza del Sur del Departamento de Guerra estadounidense, que se encargan de combatir la actividad ilícita en la región y a reforzar la seguridad en el hemisferio occidental. El operativo contó con el respaldo de otras plataformas navales, entre ellas el USS Iwo Jima, el USS San Antonio y el USS Fort Lauderdale, que integran el Grupo Anfibio Listo de la Armada de Estados Unidos (US Navy).
“Una vez más, nuestras fuerzas interinstitucionales conjuntas enviaron un mensaje claro esta mañana: ‘no hay refugio seguro para los criminales’”, señalaron responsables de la operación meidante un comunicado publicado en X.
Por su parte, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, expresó en la red social Truth Social: “Hoy, Estados Unidos, en coordinación con las Autoridades Provisionales de Venezuela, incautó un petrolero que partió de Venezuela sin nuestra aprobación”.
Además, añadió: “Este petrolero está ahora de regreso a Venezuela, y el petróleo se venderá a través del GRAN Acuerdo Energético, que hemos creado para tales ventas. ¡Gracias por su atención a este asunto!”. Según el pronunciamiento, el petróleo no permanecerá bajo control estadounidense, sino que será comercializado bajo un mecanismo previamente establecido por su administración.
Esta situación se desarrolla en el contexto de un acuerdo que había anunciado por el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, quien aseguró que las autoridades provisionales venezolanas, encabezadas ahora por Delcy Rodríguez tras la destitución de Nicolás Maduro, entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo sancionado a Estados Unidos.
Parque Solar Fotovoltaico de la ciudad de Cutral Co, en la provincia de Neuquén
La empresa paraguaya Kaizen Energy S.A.E.C.A., especializada en soluciones de energía renovables, inició su proceso de expansión internacional con una inversión estratégica en la Argentina, donde avanza en la ampliación del Parque Solar Fotovoltaico de la ciudad de Cutral Co, en la provincia de Neuquén.
El proyecto se formalizó mediante la firma de un acta de compromiso con la Municipalidad de Cutral Co, que habilita el desarrollo de una iniciativa privada para ampliar la capacidad instalada del parque solar hasta 30 megavatios, que se sumaría a la infraestructura energética existente en la ciudad.
Se trata de una etapa inicial, pero estratégica, que habilita el avance administrativo y técnico del proyecto, el cual ya cuenta con autorizaciones otorgadas por CAMMESA y por el Estado Nacional. Esta operación representa el primer proyecto internacional de Kaizen Energy, marcando un hito en su crecimiento regional.
Parque solar
La ciudad de Cutral Co ya cuenta con un parque solar operativo de 3,1 MW, habilitado para comercializar energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de Argentina. La ampliación permitirá escalar el proyecto, fortalecer la infraestructura energética local y generar nuevas oportunidades económicas.
Durante la firma del acta estuvieron presentes: el Intendente de la Municipalidad de Cutral Co, Ramón Rioseco; el Jefe de Gabinete y Gobierno de dicha ciudad, Walter Mardones; y Claudio Escobar, Ceo de Kaizen Energy Saeca.
La inversión
La inversión responde a una estrategia de internacionalización, orientada a llevar capital, tecnología y know-how paraguayo a mercados con alto potencial energético. “Vimos la trayectoria y el buen trabajo que realiza el Municipio de Cutral Co. Treinta megas no es poco para Argentina ni para el mundo. Va a dar mucho que hablar y será muy beneficioso para los ciudadanos de Cutral Co”, aseguró Escobar.
“La elección de Neuquén se vincula a su rol estratégico dentro del mapa energético argentino, así como a las condiciones técnicas y regulatorias favorables para proyectos de energías renovables. Con esta iniciativa, Kaizen Energy refuerza su posicionamiento como actor regional en el sector energético, contribuyendo a la transición hacia energías limpias y fortaleciendo la presencia de empresas paraguayas en proyectos internacionales de gran escala”, destacaron desde la empresa.
El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6 por ciento
El informe mensual confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial, indicó que durante noviembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 15% respecto del mes anterior. En comparación con el mismo mes del año pasado (noviembre 2024), la baja fue del 18%. El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6 por ciento.
En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® mostró una disminución mensual del 9%, impulsada principalmente por los subsectores de finales agroquímicos. En términos interanuales, las ventas locales retrocedieron un 21%, y el acumulado de los primeros once meses del año presentó una caída del 17 por ciento.
Exportaciones del sector químico y petroquímico
Por su parte, el Informe de la Cámara evidenció que las exportaciones del sector también tuvieron un desempeño negativo, con una baja mensual del 4%. La comparación interanual marcó un descenso del 14%, mientras que el acumulado anual se ubicó levemente por debajo del nivel de 2024, con una variación del -1 por ciento.
Respecto del sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), los indicadores mostraron un comportamiento dispar. La producción cayó un 9% mensual, aunque mantiene una variación interanual positiva del 9% y un crecimiento acumulado del 7%. Las ventas locales descendieron un 7% en el mes, pero registraron una suba interanual del 9%, con un acumulado apenas negativo (-1%). En contraste, las exportaciones de las PyMIQ crecieron un 27% mensual, aunque cayeron un 20% interanual y acumulan una baja del 30% en lo que va del año.
Importaciones
Durante noviembre de 2025, las importaciones del sector cayeron alrededor del 0,21% y las exportaciones 27% medidos en dólares. Como resultado, la balanza comercial del mes se mantuvo negativa, con un déficit estimado del 16,5%.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2025 tuvo un uso promedio del 67% para los productos básicos e intermedios y del 79% para los productos petroquímicos.
Ventas
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre de 2025, fueron de 261 millones de dólares, acumulando un total de US$ 3.076 millones en los primeros once meses del pasado año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “los resultados de noviembre reflejan un cierre de año marcado la desaceleración de la actividad industrial en general. Sin embargo, el sector PyMIQ mostro una recuperación en las ventas externas. Este escenario plantea desafíos relevantes para la industria química y petroquímica. De cara a 2026, el desafío será consolidar condiciones macroeconómicas y de competitividad que permitan recuperar el dinamismo de la demanda interna y potenciar una recuperación sostenida del sector”.
Las empresas que resultaron adjudicatarias en el proceso de privatización de los complejos hidroeléctricos del Comahue: Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados, tomaron posesión de dichos activos para su operación y mantenimiento por 30 años el sábado 10 de enero, informó el ministerio de Economía.
“Desde este momento, y conforme al régimen transitorio establecido por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, las nuevas operadoras asumen la gestión sin interrupciones en la operación, el despacho y la comercialización de energía dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), garantizando la continuidad plena del servicio mientras se completan los procedimientos administrativos definitivos”, describió el Ministerio.
Las empresas privadas adjudicatarias que tomaron posesión de las hidroeléctricas ( que fueron construídas por el Estado nacional, y concesionadas por primera vez a operadores privados en la década del 90) son:
Edison Inversiones S.A.U. (Alicurá y Cerros Colorados), BML Inversora S.A.U. (El Chocón), Central Puerto S.A. (Piedra del Águila).
El Grupo Edison es liderado por los hermanos Neuss; BML Inversora es de MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea; y Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina tiene por principales accionistas a Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg, y Eduardo Escassany.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) inició de manera simultánea las adecuaciones necesarias en programación, despacho, liquidaciones, registración y garantías, asegurando una transición ordenada y sin impactos sobre la operación del sistema eléctrico nacional, se indicó.
Además de la oferta económica ya abonada al Estado Nacional, que totalizó cerca de U$S 700 millones, los adjudicatarios deberán realizar un “rebumping” integral de las centrales: un conjunto de obras de modernización, renovación y actualización tecnológica estimado en alrededor de U$S 400 millones, destinado a extender la vida útil de los equipos, mejorar la eficiencia y elevar los estándares de seguridad operativa de los complejos hidroeléctricos.
Estas inversiones forman parte de las obligaciones contractuales que deberán ejecutar en los próximos años, refirió Economía.
Las nuevas concesionarias cuentan con 30 días corridos desde la toma de posesión para completar la documentación final requerida, se puntualizó.
“La toma de posesión marca un hito en la reorganización y modernización del sistema hidroeléctrico del Comahue. A partir de ahora, las nuevas operadoras asumen el compromiso de garantizar una operación segura, eficiente y sostenible, fortaleciendo la seguridad energética del país y consolidando un esquema de gestión basado en reglas claras, previsibilidad e inversión de largo plazo”, argumentó Economía.
La primera medición de emisión de metano de Santa Cruz se realizó en la planta de gas El Cóndor.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz, mediante la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, supervisó el inicio de un cronograma de medición de emisiones de metano en la planta de gas El Cóndor. Esta iniciativa, ejecutada por la operadora Ven Oil S.A. en conjunto con la firma especializada Make Energy Sustainable (MES), representa un avance en la fiscalización de activos hidrocarburíferos en la región.
El procedimiento técnico consistió en dos jornadas de relevamiento que integran tecnologías de detección directa e indirecta. Este despliegue buscó establecer una línea base sobre la liberación de gases de efecto invernadero en la atmósfera, un requerimiento cada vez más exigente en los mercados energéticos globales.
La metodología implementada se dividió en dos instancias complementarias. En la primera, los técnicos realizaron mediciones a nivel de componentes individuales utilizando cámaras ópticas de última generación. Estas herramientas permiten la identificación visual de emisiones fugitivas y venteos en válvulas, bridas y conexiones específicas dentro de la arquitectura de la planta.
Como complemento, se incorporó el uso de tecnología aérea mediante drones equipados con sensores de espectroscopia de absorción por láser de diodo sintonizable (TDLAS). Este sistema permitió cuantificar las emisiones totales de la instalación, ofreciendo una perspectiva macroscópica que los métodos terrestres convencionales no logran capturar por sí solos.
Tecnología para medición del metano
La innovación de este sistema aéreo radica en la capacidad de generar estructuras virtuales denominadas “paredes” y “techos” alrededor de la planta. A través de este cerramiento digital, los sensores calcularon con exactitud el diferencial de metano que ingresa y egresa del perímetro del establecimiento, proporcionando un dato volumétrico integral de la operación.
Se utilizaron drones equipados con sensores de espectroscopia de absorción por láser de diodo sintonizable (TDLAS)
Uno de los pilares del operativo fue la validación cruzada de datos. Los especialistas trabajaron para verificar que la sumatoria de las emisiones detectadas punto por punto en tierra guardara correlación directa con la magnitud registrada por el drone. Esta triangulación de resultados fortaleció la confiabilidad de los controles y minimizó los márgenes de error en la cuantificación.
Este evento marcó la primera operación de estas características realizada en territorio santacruceño. La relevancia de la actividad reside en su alineación con los estándares internacionales de mitigación de impacto ambiental, posicionando a la provincia en un lugar de cumplimiento respecto a protocolos de reducción de gases de efecto invernadero en la industria extractiva.
Finalmente, el proyecto persigue tres metas estructurales para el sector, orientadas a disminuir el impacto ambiental, incrementar los niveles de seguridad en los procesos operativos y potenciar la eficiencia productiva. Al reducir la pérdida de gas, la industria no solo protege el entorno, sino que optimiza el recurso económico, consolidando una gestión hidrocarburífera más sustentable en la provincia.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, ubicada en la Cuenca Neuquina. Fue suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U.
Con esta esta modificación contractual, Continental Resources Argentina S.A.U. asumirá la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina SRL, pasando a integrar la UT con una participación del 90 %, mientras que GyP conservará el 10 % restante. Asimismo, Continental fue designada como empresa operadora del área.
La empresa Continental Resources Argentina S.A.U. es controlada por la estadounidense Continental Resources, lnc, que cuenta con vasta experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales en áreas ubicadas principalmente en cuatro cuencas líderes de Estados Unidos.
El decreto Nº 1761/2025 firmado por el gobernador Rolando Figueroa y los ministros de Energía, Gustavo Medele, y de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig establece que Pluspetrol Cuenca Neuquina deberá realizar un pago a favor de la Provincia por un monto total de 9 millones de dólares, conforme al cronograma previsto en la Adenda II.
Dichos fondos podrán destinarse a inversiones, obras o desembolsos que defina el Estado provincial, incluyendo áreas como infraestructura, salud, educación o seguridad, comunicó el Gobierno.
Además, la norma fija como plazo el 27 de febrero de 2026 para la presentación ante la Autoridad de Aplicación de la actualización del Plan de Desarrollo del área, de acuerdo con los lineamientos establecidos por la normativa vigente.
Montos de las sanciones aplicadas por el ENRE a Edenor y Edesur en el semestre va de septiembre de 2024 a febrero de 2025.
El último apagón masivo del miércoles 31 de diciembre, donde quedaron sin suministro 1.083.000 usuarios del área de concesión de Edesur, dejó expuesta la fragilidad en la que opera el sistema eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se consume cerca del 50% de la energía del país.
Para medir la calidad del servicio técnico que prestan las distribuidoras Edenor y Edesur, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) utiliza indicadores internacionales que miden la frecuencia (SAIFI, por sus siglas en inglés) y la duración (SAIDI) de los cortes de electricidad y están bajo parámetros fijados por la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de 2017 y que fueron revalidados por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de este año.
Frecuencia y duración de los cortes
Según la medición del semestre 57 de la concesión de las distribuidoras, que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025, la distribuidora Edenor tuvo una frecuencia (SAIFI) media de interrupción por usuario de 1,39 cortes en el semestre, una cifra inferior al parámetro de 2,64 que establece el ENRE, excluyendo los casos de cortes fortuitos o de fuerza mayor. En tanto, la cantidad media de cortes por usuario en Edesur fue de 4,12 interrupciones para el mismo semestre, un registro superior al parámetro de 2,07 que fijó el ente regulador para el mismo período.
Evolución del indicador de frecuencia de los cortes de electricidad de Edenor.Evolución del indicador de duración de los cortes de electricidad de Edenor.
La duración (SAIDI) total de los cortes de electricidad registrados en el semestre —un indicador que depende en gran medida de la capacidad de gestión operativa de las empresas distribuidoras— promedió en el caso de Edenor las 3,58 horas, un valor inferior a las 5,04 horas consideradas por el ENRE. En cambio, Edesur registró una media 7,37 horas de cortes por usuario en el semestre, un registro que está por encima del objetivo considerado de 3,81 horas fijado por el ente regulador.
Evolución del indicador de frecuencia de los cortes de electricidad de Edesur.Evolución del indicador de duración de los cortes de electricidad de Edesur.
Las sanciones que aplicó el ENRE a Edenor por la cantidad de interrupciones fueron por un monto de $ 950.055.215, que significó una bonificación de $ 6.116 en promedio a 155.345 usuarios. En cambio, Edesur tuvo que bonificar a 663.042 usuarios por $ 20.467.248.294 ($ 30.868 por usuarios).
Partidos y comunas
El ENRE destaca que Edenor cumplió el indicador SAIFI de frecuencia de cortes en todos los partidos bonaerenses y comunas porteñas que integran su área de concesión. En cambio, incumplió el indicador SAIDI de duración en los partidos de Escobar, San Fernando y Tigre.
La distribuidora Edesur, que pertenece al grupo italiano Enel, incumplió los indicadores de frecuencia y duraciónen todos los partidos y comunas de su área de concesión.
Calidad técnica
El ente regulador también registra la calidad del producto técnico, que implica medir los inconvenientes que tuvieron ambas empresas en el nivel de tensión y perturbaciones en la red eléctrica. Edenor tuvo un 7,2% de las mediciones de electricidad penalizadas, mientras que en Edesur fueron de 12,4% en el semestre que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025.
En este apartado, el ENRE estableció sanciones por la calidad del producto técnico en cuanto al nivel de tensión, reclamos de usuarios por tensión y perturbaciones. Edenor recibió una sanción de $ 52.294.727 en el semestre analizado. Mientras que en Edesur el monto de las multas fueron por $ 584.858.489.
Calidad comercial
El ente regulador también fija parámetros comerciales para las distribuidoras, que incluyen las conexiones, errores en la facturación, reclamos por falta de pago, suspensiones indebidas, entre otros aspectos.
En el último semestre analizado por el ENRE, Edenor recibió sanciones por $ 325.980.763 y Edesur por un monto de $ 3.012.813.708 en el mismo período.
Media Tensión
El ENRE analiza “la calidad del servicio aguas abajo del subsistema en Media Tensión” y en particular los alimentadores de Media Tensión (MT). En ente regulador informó que en Edenor “los mayores niveles de sanción por partido y comuna fueron registrados en Escobar, La Matanza, San Fernando y Moreno”.
En Edesur los niveles de media tensión más críticos se dieron en “la Comuna 7 (Flores y Parque Chacabuco) y en los partidos bonaerenses de Lomas de Zamora, San Vicente y Almirante Brown”. Por este punto, Edenor recibió una sanción de $ 4.228.281.117 y Edesur una de $ 33.689.183.913.
Sanciones
Este año el ENRE también modificó los parámetros para exigir una mayor calidad del servicio a las distribuidoras. Según el informe, ambas distribuidoras tuvieron sanciones por el acumulado de todos los parámetros de medición sobre la calidad del servicio por un total de $ 63.310.716.229.
Las multas de Edenorrepresentaron un 8,7% ($ 5.556.611.823), mientras que las de Edesur explicaron el 91,3% ($ 57.754.104.406) que aplicó el ente regulador.
