El arranque de 2026 ha consolidado a la energía como el principal motor de divisas de la economía argentina. Según datos oficiales, la Balanza Comercial Energética (BCE) registró un superávit de u$s 618 millones en enero, un salto cuantitativo que se explica por la maduración de las obras de infraestructura de transporte y el incremento sostenido en la producción de shale oil. Mientras las exportaciones de crudo Medanito crecieron un 25% interanual, apalancadas por la mayor capacidad de despacho hacia el Atlántico y Chile, las importaciones de gas natural licuado (GNL) y combustibles líquidos se redujeron a niveles mínimos históricos.
Este saldo positivo no solo alivia la presión sobre las reservas del Banco Central, sino que convalida la tesis de Vaca Muerta como un activo estratégico de flujo constante, independiente de las oscilaciones de la cosecha agrícola.
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La arquitectura de este superávit se sostiene en dos pilares: el Llenado del Gasoducto Néstor Kirchner (GPNK) y la Reversión del Gasoducto Norte, obras que permitieron desplazar definitivamente el gas boliviano y sustituir compras externas por producción local a una fracción del costo. En el segmento del crudo, las operadoras ya destinan más del 40% de su producción al mercado externo, aprovechando que el diferencial de precio y la calidad del petróleo neuquino están ganando terreno en refinerías de Estados Unidos y Brasil.
Con una proyección anual que podría superar los u$s 5.000 millones de saldo a favor, el sector energético deja de ser un consumidor de dólares para convertirse en la garantía de solvencia macroeconómica que el país necesita para sostener el proceso de desinflación y apertura cambiaria.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que el superávit de enero es la prueba ácida del modelo: la inversión privada en el upstream solo rinde frutos si el Estado o los consorcios de infraestructura aseguran la salida (el take-or-pay). Los u$s 618 millones de enero son “dólares de alta calidad” que entran directamente a fortalecer la hoja de balance del país. Sin embargo, para que este superávit sea estructural y llegue a los u$s 15.000 millones anuales proyectados para 2030, es imperativo acelerar la construcción de la planta de GNL y el oleoducto Vaca Muerta Sur. Argentina ya no discute si tiene el recurso; ahora la discusión es puramente logística. El éxito energético es, hoy por hoy, el principal seguro de vida de la estabilidad económica de Milei.
IRSA, la mayor desarrolladora inmobiliaria del país, logró captar u$s 80,6 millones en el mercado de capitales mediante la colocación de Obligaciones Negociables (ON), fondos que serán destinados a apuntalar su ambicioso plan de inversiones, con el megaproyecto Costa Urbana como eje central. El desarrollo, emplazado en la ex Ciudad Deportiva de Boca, prevé una inversión total de u$s 1.600 millones en los próximos 15 años, lo que lo convierte en uno de los mayores demandantes de infraestructura energética de base en la Ciudad de Buenos Aires.
La magnitud de la obra exigirá una arquitectura de redes de alta complejidad, incluyendo la construcción de subestaciones eléctricas dedicadas y la extensión de troncales de gas natural de alta presión para abastecer a un nuevo polo residencial y corporativo de 71 hectáreas.
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El éxito de la colocación financiera de IRSA, con tasas competitivas y una fuerte sobre-suscripción, refleja la liquidez disponible para proyectos que cuenten con activos tangibles y una clara proyección de flujo de caja. Desde el punto de vista de la eficiencia, Costa Urbana se perfila como un laboratorio de Smart Grids y sostenibilidad urbana, incorporando normativas de certificación LEED que demandarán tecnología de punta en materia de climatización y gestión de recursos hídricos.
Para la cadena de valor de la energía, este megaproyecto no es solo una obra civil, sino un “ancla de demanda” que traccionará el consumo de insumos industriales y la contratación de servicios de ingeniería eléctrica y gasífera de gran escala en el área metropolitana.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que la capacidad de IRSA para captar capital en el mercado doméstico es un indicador de la confianza en los proyectos de infraestructura de largo aliento. Costa Urbana representa la nueva escala de desarrollos que Argentina necesita para reactivar el sector de la construcción, un gran consumidor de energía en sus procesos de producción de acero y cemento.
La integración de criterios de eficiencia energética desde la fase de suelo es un paso adelante; el desafío para las empresas de servicios públicos (Edenor y Metrogas) será acompañar esta inversión privada con la expansión de las redes troncales necesarias para que el mayor desarrollo inmobiliario de la década tenga el respaldo energético que su escala demanda.
El gobierno de Rusia lanzó una advertencia directa a Estonia ante la posibilidad de que el país báltico reciba armas nucleares de sus aliados de la OTAN. El portavoz presidencial, Dmitri Peskov, afirmó que si se concreta ese despliegue, Moscú orientará su propio arsenal nuclear hacia territorio estonio.
“Si hay armas nucleares en territorio estonio dirigidas contra nosotros, entonces nuestras armas nucleares apuntarán contra Estonia”, sostuvo el funcionario. De todos modos, aclaró que Rusia no está amenazando a ningún país europeo, aunque remarcó que hará “lo que sea necesario” para garantizar su seguridad, especialmente en el plano de la disuasión nuclear.
La reacción del Kremlin se produjo después de que el canciller estonio, Margus Tsahkna, señalara que su país no descarta albergar armamento nuclear aliado si la OTAN lo considera necesario dentro de sus planes de defensa. Según explicó, Estonia no tiene una doctrina que le impida aceptar ese tipo de despliegue en su territorio.
El debate sobre el refuerzo nuclear en Europa cobró impulso en los últimos meses en medio de la creciente tensión con Moscú y del enfriamiento de las relaciones transatlánticas. El presidente francés, Emmanuel Macron, anunció en marzo la apertura de una discusión estratégica sobre la extensión de la disuasión nuclear francesa a sus socios europeos.
En la misma línea, el primer ministro polaco, Donald Tusk, planteó que su país debe aspirar a contar con las capacidades militares más avanzadas, incluidas las nucleares. Por su parte, el canciller alemán Friedrich Merz se comprometió a dialogar con Francia y el Reino Unido sobre la posibilidad de que Alemania quede bajo su paraguas atómico.
Vaca Muerta no solo rompe récords de producción, sino que consolida una brecha salarial que redefine la pirámide de ingresos en Argentina. Con salarios promedio que, en febrero de 2026, superan los $3.000.000 para trabajadores bajo convenio de Petroleros Privados, la industria extractiva se mantiene como el principal polo de atracción de talento del país.
Esta dinámica genera una creación de empleo genuino que promedia los 1.000 puestos mensuales entre directos e indirectos, traccionando no solo a las operadoras, sino a una red de proveedores de servicios que deben competir por mano de obra calificada.
Sin embargo, este flujo de capital hacia el bolsillo de los trabajadores impacta directamente en la microeconomía de localidades como Añelo y Neuquén Capital, donde el costo de vida se ha “petrolizado”, exigiendo una infraestructura urbana que aún corre por detrás del ritmo de los yacimientos.
La arquitectura de estos ingresos está fuertemente ligada a la productividad: el pago por “horas de torre”, los adicionales por zona desfavorable y los bonos por eficiencia en las etapas de fractura son los componentes que explican un poder adquisitivo que supera en más de un 150% la media nacional. Para las empresas, el desafío de 2026 ya no es solo captar personal, sino retenerlo mediante planes de capacitación en nuevas tecnologías y digitalización.
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Este “derrame” salarial es el que sostiene el consumo en el Alto Valle, pero también impone una presión inflacionaria local que obliga a la provincia a equilibrar la balanza para los sectores que no pertenecen a la industria del shale, evidenciando que el éxito energético requiere de un contrato social regional que sea, ante todo, sostenible.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que los salarios de Vaca Muerta son la “cara B” del éxito del superávit energético. Un operario bien remunerado es un operario eficiente y seguro, algo crítico en una industria de alto riesgo. No obstante, la “inflación petrolera” es un síntoma de una economía de enclave que Argentina debe aprender a gestionar.
El reto para el mediano plazo es que este poder de consumo se traduzca en inversiones de largo aliento en la región (vivienda, salud, educación) y no solo en un pico de demanda estacional. La energía es el motor, pero el desarrollo humano es el combustible que determinará la estabilidad social de la cuenca en los años por venir.
Santander Argentina e YPF anunciaron una alianza estratégica de largo plazo para integrar soluciones financieras del banco dentro del ecosistema de APP YPF, uno de los entornos digital es de mayor alcance del país.
El acuerdo busca simplificar la experiencia financiera cotidiana de millones de personas, combinando la infraestructura, la escala y los estándares de seguridad de Santander con la capilaridad y el uso intensivo de APP YPF, que hoy cuenta con más de 7 millones de descargas, 3 millones de usuarios activos y 2,6 millones de cuentas virtuales (CVU) activas.
A partir de esta alianza, Santander será el banco encargado de administrar las cuentas virtuales de YPF Digital, habilitando dentro de la aplicación la gestión de saldos, transferencias y pagos. Además, los fondos disponibles podrán remunerarse automáticamente a través de Fondos Comunes de Inversión de Santander, generando rendimientos de forma simple y transparente. Actualmente, el dinero en cuenta propia ya representa más del 35% de los pagos realizados con APP YPF.
La billetera digital de YPF permite operar en más de 1.650 puntos de venta de su red – incluyendo estaciones de servicio, Tiendas Full y Boxes-, además de realizar pagos fuera del ecosistema YPF y abonar más de 6.000 servicios. Hoy, 4 de cada 10 pagos en la red de YPF son digitales, con un promedio de 400 pagos por minuto, lo que refleja el avance sostenido hacia una experiencia cada vez más digital e integrada.
“Esta alianza con YPF Digital es un paso clave en nuestra estrategia de largo plazo: integrar a Santander como socio financiero y tecnológico de los principales ecosistemas digitales del país. No se trata solo de una solución puntual, sino de una plataforma con nuevos hitos por delante, pensada para simplificar la vida cotidiana de millones de personas y acompañar la evolución de los pagos y las finanzas en la Argentina”, señaló Alejandro Butti, CEO de Santander Argentina.
“Con Santander Argentina nos une una relación de muchos años que hizo posible viabilizar proyectos estratégicos para el desarrollo de la compañía. Esta alianza que firmamos hoy forma parte de ese trabajo conjunto y nos permitirá poner a disposición de todos los usuarios de APP YPF nuevas herramientas financieras para potenciar la experiencia de nuestros clientes. Confiamos en poder seguir trabajando con Santander en los desafíos que tenemos por delante”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
El Gobierno Nacional dispuso, en línea con el artículo 168 de la Ley Bases, prorrogar por única vez por un año, a partir del 8 de julio de 2026, el plazo para adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el objetivo de acompañar la estructuración y la decisión de proyectos de gran escala que, por su naturaleza, requieren plazos de maduración más extensos.
La medida incorpora además la posibilidad de adherir proyectos de explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro (sector de petróleo y gas), estableciendo un monto mínimo de inversión de USD 600 millones para estos proyectos. Con esta medida, el Gobierno busca acelerar inversiones de gran porte que aumenten la producción y fortalezcan el perfil exportador del país.
La norma también ordena y vuelve más simple la implementación del régimen. Por un lado, actualiza definiciones para dejar en claro qué tipo de proyectos califican, evitando interpretaciones ambiguas y asegurando que los beneficios se apliquen a inversiones nuevas y significativas. Por otro lado, redefine el concepto de nuevo producto, para incorporar las particularidades del sector tecnológico que se caracteriza por tener productos cuya vida útil suele ser breve y donde los cambios no siempre se manifiestan en la forma de mayores volúmenes de producción.
Asimismo, establece reglas más claras para que empresas que ya operan en la Argentina puedan adherir ampliaciones relevantes, garantizando que los incentivos apliquen a esa nueva inversión y no a operaciones preexistentes, y reforzando mecanismos de separación y trazabilidad cuando conviven distintas actividades dentro de una misma estructura empresarial.
El decreto también mejora la operatividad vinculada a proveedores e importaciones asociadas a los proyectos, clarificando qué bienes pueden importarse, qué uso deben tener y qué documentación se exige, fortaleciendo la trazabilidad y el control. Finalmente, ordena procedimientos de evaluación y aspectos administrativos para dar mayor previsibilidad y reducir discrecionalidad.
Desde su reglamentación operativa, el RIGI ya muestra resultados concretos: 10 proyectos fueron aprobados por un total de USD 25.479 millones, confirmando que cuando hay reglas claras, estabilidad y previsibilidad, la inversión privada llega.
FES Argentina Renewables & Storage entra en la recta final para su realización el 4 y 5 de marzo en la ciudad de Buenos Aires. En pocos días, Future Energy Summit (FES) congregará a cientos de representantes de empresas líderes, organismos públicos y players del mercado de primer nivel en un espacio de debate y networking estratégico.
Entre los ponentes destacados se encuentran Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; y Martín Brandi, CEO de PCR y presidente de la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA), quienes participarán en la “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”, aportando la visión de los principales generadores en un contexto de transición hacia contratos bilaterales.
Mientras que por el lado de los referentes tecnológicos, desarrolladores y ejecutores de proyectos participarán
Marcos Donzino, head of sales South America de JA Solar
Miguel Covarrubias, sales director LATAM de Jinko Solar
Ricardo Garro, director comercial Latinoamérica de CATL
Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo y Tecnología de 360 Energy
Alejandro Garín Odriozola, director de Operaciones de Solar DQD
Gabriel Vendrell, gerente de Recursos Energéticos de Aluar
Además, dirán presente Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA; y Gustavo Báez, responsable de Energías Renovables de CAMMESA, entidad que ha sido clave para el desarrollo del sector y que tendrá un nuevo rol en la implementación del nuevo esquema del Mercado Eléctrico Mayorista.
El ámbito provincial también tendrá su lugar, de la mano de Claudio Puértolas, presidente de EPEC Córdoba; Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires; y María Cecilia Mijich, subsecretaria de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Santa Fe, ampliando la discusión sobre ingeniería, operación, regulación y despliegue de nuevas tecnologías en distintos puntos del sistema eléctrico argentino.
La agenda priorizará los ejes que hoy concentran la atención del sector, como el análisis de la Resolución SE N° 400/2025 y la consolidación del Mercado a Término (MAT) como mecanismo principal de abastecimiento, junto con el crecimiento del almacenamiento tras la adjudicación de 713 MW en la licitación AlmaGBA y las expectativas sobre la futura convocatoria de storage, denominada AlmaSADI.
Estos temas se abordarán en paneles como “Perspectivas de la fotovoltaica y el almacenamiento en el nuevo contexto del mercado argentino” y “El futuro del storage y las energías renovables en Argentina”, donde se debatirá la competitividad y bancabilidad de proyectos en el nuevo marco regulatorio.
La dimensión regional también tendrá protagonismo con la participación de Mauricio Bejarano, Viceministro de Energía de Paraguay, durante una entrevista destacada sobre las oportunidades para empresas ante la inminente licitación solar en Paraguay.
Asimismo, el encuentro contará con un panel de debate centrado en la competitividad de las energías renovables y el almacenamiento en el Cono Sur, ampliando la mirada hacia oportunidades de expansión e integración energética.
¿Cuál es el estado de las renovables en Argentina? El país suma 7843 MW de potencia verde instalada en el MEM (sin contar grandes centrales hidroeléctricas), mientras el MATER registra 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 proyectos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial.
En este escenario, la articulación entre generación renovable, almacenamiento y contratos privados será determinante para la expansión del sector.
Con amplios espacios de networking donde cientos de ejecutivos avanzan en acuerdos estratégicos y estructuración de nuevos desarrollos, FES Argentina Renewables & Storage se posiciona como el ámbito donde se debaten las decisiones que marcarán el rumbo de la transición energética en el país y en el Cono Sur.
La agenda, entradas y más información están disponibles enhttps://live.eventtia.com/es/fes-argentina26, y la transmisión en vivo podrá seguirse a través del canal oficial de Future Energy Summit en YouTube.
La licitación PEG-5-2025 en Guatemala registró un resultado sin precedentes: de los 3653,93 MW ofertados, 1242,43 MW corresponden a proyectos solares con almacenamiento, posicionando a esta tecnología como la dominante dentro del proceso convocado por EEGSA y Energuate para contratar 1400 MW de potencia garantizada.
El volumen presentado no solo triplica la necesidad de contratación, sino que confirma que el mercado respondió con propuestas donde la integración entre generación fotovoltaica y baterías se convierte en la variable competitiva central. En términos estructurales, más del 34% de toda la potencia ofertada corresponde exclusivamente a solar con almacenamiento.
Del total recibido, 1933,93 MW pertenecen a tecnologías renovables, equivalentes al 53% de la oferta, lo que consolida el giro hacia fuentes limpias en un proceso cuya adjudicación está prevista para el 16 de abril de 2026, tras la evaluación económica fijada para el 25 de marzo.
El contexto refuerza el carácter histórico del proceso. En la etapa preliminar se había informado la participación de 51 empresas y cerca de 4700 MW anunciados, anticipando un escenario de competencia récord; tras ajustes técnicos y validaciones administrativas, la apertura formal consolidó 50 oferentes y 3653,93 MW efectivos, cifra que igualmente supera ampliamente el requerimiento inicial.
El bloque renovable se completa con hidroeléctrica con solar (276,98 MW), hidroeléctrica convencional (155,43 MW), solar sin almacenamiento (141,1 MW), eólica (31,5 MW) y geotermia (24,25 MW), además de esquemas híbridos que apuntan a estabilidad operativa.
Desde las distribuidoras se indicó que “Garantizar un suministro eléctrico confiable, estable y a precios competitivos es una prioridad estratégica para EEGSA y Energuate”, definición que explica por qué el almacenamiento adquiere un rol central en la estructuración de las ofertas.
El cronograma avanzó conforme a lo previsto, fijando la evaluación económica para el 25 de marzo de 2026 y la adjudicación para el 16 de abril de 2026, con un plazo adicional de hasta tres meses para la firma de contratos.
Licitación Abierta PEG – 5
Actividad
feb-25
mar-25
abr-25
may-25
jun-25
jul-25
ago-25
sep-25
oct-25
nov-25
dic-25
ene-26
feb-26
mar-26
abr-26
Llamado a licitación
23-abr
Adquisición pliego
23-abr
20-nov
Solicitudes de aclaración al pliego
23-abr
10-oct
Respuesta de EEGFSA a las consultas al pliego
23-abr
31-oct
Presentación de ofertas (Sobres “A” y “B”) y Apertura Sobre “A”
21-nov
Evaluación de sobre “A”, hasta:
21-nov
Evaluación económica de las ofertas
21-nov
15-ene
Fecha límite para dar respuestas a solicitudes de aclaración de las bases de licitación o preguntas y para la emisión de adendas a las bases de licitación.
30-ene
Fecha de presentación y apertura de ofertas técnicas.
12-feb
Fecha de evaluación económica de las ofertas.
25-mar
Fecha de adjudicación.
16-abr
Fecha límite para la suscripción de cada contrato de abastecimiento.
Hasta 3 meses posteriores a la adjudicación.
Almacenamiento como eje del nuevo esquema eléctrico
El liderazgo de la solar con baterías en PEG-5 se alinea con la planificación energética de largo plazo del país, donde el almacenamiento fue definido como componente estructural para sostener una mayor penetración renovable sin comprometer la confiabilidad.
En el marco del nuevo plan eléctrico, se señaló que el almacenamiento con baterías constituye “la pieza clave” para garantizar estabilidad en un sistema con creciente participación de generación variable, orientación que anticipó la respuesta tecnológica observada en esta licitación.
“Las baterías son una herramienta crítica para acompañar la transición energética, especialmente si queremos reducir la dependencia de la generación convencional en momentos de alta demanda”, señaló anteriormenteOttoniel Isaias Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG), en entrevista con Energía Estratégica.
En este escenario, la magnitud de las propuestas confirma que el mercado internalizó esa señal regulatoria y estructuró proyectos donde la integración entre solar y almacenamiento deja de ser diferencial y pasa a convertirse en estándar competitivo.
PEG-5 no solo definirá la contratación de 1400 MW, sino que evidencia el nivel de madurez alcanzado por el sistema eléctrico guatemalteco, donde la solar con almacenamiento emerge como protagonista de la próxima etapa de expansión
La Licitación Pública Internacional EDES-LPI-01-2024, destinada a adjudicar 600 MW de generación renovable con almacenamiento en baterías (BESS), recibió propuestas que totalizan 1655,92 MWp y 1292,85 MWn, consolidando un nivel de competencia que multiplica casi por tres la capacidad licitada.
La potencia nominal presentada supera en más del 115% el volumen en disputa, lo que anticipa un proceso altamente selectivo donde el componente de almacenamiento será determinante para la evaluación técnica y económica.
El diseño del esquema —que exige integración de BESS— apunta a incorporar capacidad renovable gestionable, reforzando la estabilidad del sistema eléctrico dominicano y reduciendo la exposición a la variabilidad de generación.
La Región Norte lidera la competencia con 924,4 MWp y 729,9 MWn distribuidos en diez proyectos, equivalentes al 56% del total nominal ofertado. El mayor proyecto presentado es Dicayagua Solar Park, con 180 MWp y 145 MWn.
En esa misma región se ubican Parque Solar Dominicana Azul II (124,2 MWp / 96,8 MWn), Parque Fotovoltaico Taíno I (101 MWp / 84,7 MWn), Ardavín Solar (101,6 MWp / 83,4 MWn), Parque Solar Dominicana Azul (101,2 MWp / 82,9 MWn), Guayubín Solar II, Parque Fotovoltaico Botoncillo, Planta Solar Fotovoltaica Payita 2, Planta Solar Fotovoltaica Solsur y el único proyecto eólico del listado, Parque Eólico Esperanza (60 MWp / 48,3 MWn).
La Región Este suma 531,5 MWp y 396,3 MWn en siete iniciativas, encabezadas por Instalación Fotovoltaica Mella Solar Project 1 (143,9 MWp / 99 MWn), mientras que la Región Sur aporta 200 MWp y 166,6 MWn en tres proyectos, completando el mapa competitivo.
El diferencial entre 1655,92 MWp y 1292,85 MWn responde al sobredimensionamiento habitual en proyectos solares utility scale, estrategia que optimiza el factor de capacidad y permite aprovechar el almacenamiento para administrar excedentes y suavizar la inyección a la red.
Este proceso se enmarca en una hoja de ruta más amplia del país: República Dominicana proyecta alcanzar casi 2 GW de capacidad solar instalada hacia 2027, mientras en 2025 ya registra 2700 MW renovables en operación distribuidos en 80 proyectos entre solar, eólica y otras tecnologías limpias. En ese contexto, la adjudicación de los 600 MW con BESS no solo ampliaría capacidad, sino que consolidaría un salto cualitativo al incorporar almacenamiento a escala de utility, reforzando la transición desde expansión renovable pura hacia renovables gestionables.
¿Cuál es el siguiente paso?
El proceso avanza hacia su fase decisiva, dando inicio a la etapa de evaluación cualitativa de los proyectos presentados. Durante este período se analizarán aspectos vinculados a la configuración tecnológica, integración de BESS, viabilidad de conexión y cumplimiento de requisitos regulatorios.
Superada esa instancia, la apertura de ofertas económicas se realizará el 7 de abril, paso que marcará el inicio de la evaluación financiera y eventual mecanismo de subasta.
La evaluación económica se desarrollará durante abril y la publicación de adjudicación está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, mientras que la firma de contratos se proyecta para el 22 de mayo.
Red Eléctrica de España publicó por primera vez los mapas de capacidad de acceso de la demanda en la red de transporte, incorporando formalmente la perspectiva del consumo al esquema de acceso y conexión. La fotografía resultante muestra una red altamente tensionada: solo el 25% de los nudos dispone actualmente de capacidad para nueva demanda, ya sea por prelación general o mediante concurso.
El operador del sistema detalla que en la red de transporte existen permisos de acceso y conexión otorgados por un volumen de 129 GW en instalaciones eólicas y fotovoltaicas, a los que se suman 16 GW en almacenamiento y 19 GW en instalaciones de demanda. Este nivel de compromiso explica la elevada ocupación nodal que reflejan los nuevos mapas.
En el caso de la demanda, desde la aprobación de la planificación vigente en 2022 se han otorgado 11,8 GW de capacidad para nuevas cargas, sin que hasta el momento ninguna de ellas haya entrado en operación. Estas instalaciones disponen de un plazo de cinco años desde la concesión del permiso para su puesta en servicio.
El volumen de demanda con permisos ya concedidos y pendiente de conexión exclusivamente a la red de transporte representaría, en términos agregados, un incremento cercano al 25% de la demanda eléctrica actual del país, lo que introduce un elemento adicional de presión sobre la planificación y sobre la capacidad real de absorción del sistema.
Según los datos actualizados, el sistema presenta 38.646 MW disponibles para demanda con interfaz de electrónica de potencia (CEP) que cumple huecos de tensión, valor calculado como el mínimo margen no ocupado bajo criterios WSCR, estático generación y dinámico 1. En paralelo, la capacidad disponible para almacenamiento CEP asciende a 92.887 MW, correspondiente al mínimo de los márgenes no ocupados bajo criterios estático almacenamiento y dinámico.
El fichero oficial de la Dirección General de Operación desglosa la capacidad de acceso ocupada por demanda y almacenamiento por posición de conexión, diferenciando entre potencia en servicio y potencia pendiente de puesta en servicio . Además, identifica nivel de tensión, comunidad autónoma y tipo de red (transporte o distribución), permitiendo localizar la saturación efectiva: en numerosos nudos de 400 kV se observan más de 300 MW ya comprometidos, e incluso posiciones que superan los 500 MW entre capacidad en servicio y pendiente, lo que evidencia una elevada concentración de ocupación en determinadas zonas del sistema .
Hasta ahora, los promotores contaban únicamente con la fotografía de generación. Con esta publicación, el operador del sistema añade visibilidad sobre el margen disponible para nuevos consumos y almacenamiento, bajo los tres criterios técnicos aplicables: estático, dinámico y, cuando corresponde, potencia de cortocircuito.
A nivel territorial, Galicia concentra 9.309 MW disponibles para demanda CEP, Castilla y León 7.855 MW y Andalucía 7.434 MW, posicionándose como las comunidades con mayor margen agregado. En almacenamiento, Castilla y León supera los 18.000 MW disponibles, Aragón ronda los 11.000 MW, y Andalucía y Galicia superan los 10.000 MW, lo que convierte a estas regiones en polos potenciales para el desarrollo de flexibilidad.
Estos valores agregados, sin considerar binudos, constituyen una referencia clave para proyectos industriales, electrificación de procesos, centros de datos, hidrógeno y almacenamiento a gran escala. Desde APPA Renovables destacan que se trata de “una referencia clave para el desarrollo de proyectos de demanda y almacenamiento” .
La asociación advierte que “la capacidad puede verse condicionada por reservas para concursos, zonas de capacidad compartida o valores de referencia pendientes”, lo que exige un análisis detallado nodo por nodo . En ese sentido, los márgenes publicados reflejan la situación bajo los criterios técnico-regulatorios aplicables, pero no garantizan disponibilidad automática.
La nueva publicación incorpora además el volumen total de permisos otorgados de demanda firme y almacenamiento, el margen disponible aún otorgable y el criterio limitante en cada nudo, la diferenciación entre consumos CEP1 y CEP2, y la capacidad de acceso de la red de distribución cuando existe valor de referencia acordado. Este último punto resulta determinante en territorios donde la coordinación transporte-distribución condiciona la viabilidad real de los proyectos.
Durante el webinar sectorial posterior a la publicación se remarcó que la herramienta busca dotar al mercado de visibilidad anticipada para planificar inversiones, especialmente en un entorno con alta penetración renovable. Se subrayó que la lectura debe realizarse considerando que el valor publicado es siempre el mínimo técnico entre criterios, lo que puede hacer que un único factor —como la potencia de cortocircuito— limite completamente el desarrollo en un nudo concreto.
El movimiento llega en un contexto marcado por vertidos renovables, precios negativos y elevada capacidad copada en numerosos nudos, donde la demanda flexible se posiciona como herramienta estructural para equilibrar el sistema. En el webinar posterior a la publicación se remarcó que la incorporación de la perspectiva de la demanda permite alinear generación y consumo bajo una misma lógica de planificación.
Desde UNEF subrayan que permitir el acceso del almacenamiento como consumo flexible tiene impacto económico directo. Según datos del sector citados por la asociación, “un activo que no puede consumir de red percibe 20.653 euros/MW menos que si pudiera haber estado conectado”, lo que implica aproximadamente un 9% menos de ingresos anuales en el escenario 2025. Asimismo, detallan que durante el segundo y tercer trimestre se registra una caída media cercana al 5%, mientras que a partir de octubre la brecha alcanza hasta el 14% en determinados meses.
Para la asociación fotovoltaica, esta diferencia demuestra la urgencia de acelerar las conexiones del almacenamiento como consumo flexible, en un contexto de creciente apetito por parte de la demanda y el almacenamiento.
Con esta actualización, Red Eléctrica amplía el nivel de detalle disponible para el análisis de acceso y conexión, incorporando formalmente la variable de demanda en la planificación nodal. A partir de ahora, generación, almacenamiento y consumo flexible quedan expuestos bajo un mismo esquema técnico, lo que modifica la forma en que se evalúa la viabilidad de nuevos desarrollos.
Para utilities, fondos de inversión, promotores de almacenamiento y grandes consumidores industriales, la nueva cartografía introduce un marco más preciso para la toma de decisiones sobre ubicación, potencia y calendario de proyectos. El siguiente paso dependerá de cómo evolucionen los procesos de acceso, las reservas para concurso y la coordinación regulatoria, factores que condicionarán la materialización real de los 38.646 MW de demanda y 92.887 MW de almacenamiento identificados como margen disponible.
La creciente digitalización de plantas fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento expone nuevos riesgos operativos y financieros. En Barcelona, durante el Solar Quality Summit 2026, evento en el que participó Energía Estratégica, referentes del sector coincidieron en que la arquitectura digital, la protección de infraestructuras críticas y la calidad del dato ya influyen de forma directa en el acceso a financiamiento y en la evaluación de riesgo de proyectos utility scale en Europa.
El encuentro, organizado por Solar Promotion International GmbH junto a SolarPower Europe, reunió los días 17 y 18 de febrero en el Hyatt Regency Barcelona Tower a desarrolladores, utilities, fabricantes, consultoras técnicas, aseguradoras y fondos de inversión para debatir sobre calidad, resiliencia y ciberseguridad en un contexto de fuerte expansión renovable.
Entre los ponentes destacados participaron ejecutivos de EDP, DNV, JinkoSolar, Hitachi Energy, NextPower, Sonnedix, Global Solar Council y AIKO, entre otros actores clave del ecosistema solar europeo . La presencia de utilities, IPPs, certificadoras y fabricantes reforzó el carácter transversal del debate.
La conclusión transversal fue clara: la ciberseguridad dejó de ser un asunto técnico aislado para convertirse en una variable estructural de bancabilidad. La integración de inversores inteligentes, redes SCADA, plataformas de monitoreo remoto y sistemas BESS incrementó la eficiencia operativa, pero también amplió la superficie de exposición ante amenazas digitales. En ese marco, los expertos analizaron vulnerabilidades en controladores, comunicaciones y arquitecturas de red, así como el impacto de normativas europeas más exigentes en materia de protección de infraestructuras críticas .
El debate evidenció que los inversores ya incorporan auditorías digitales, protocolos de segmentación de redes y estrategias “secure-by-design” dentro de sus procesos de due diligence. El blindaje digital comienza a influir en el costo del capital y en las condiciones de financiamiento. En un escenario de mayor escrutinio financiero, la robustez tecnológica pesa tanto como el recurso solar o la ingeniería estructural.
En paralelo, el Summit profundizó en el uso de inteligencia artificial aplicada al mantenimiento predictivo y al forecasting de desempeño. A través de desarrollos vinculados al proyecto SUPERNOVA, se mostraron herramientas capaces de anticipar fallas antes de que impacten en el yield, integrar sensores avanzados y optimizar la gestión operativa mediante análisis automatizado de datos . La calidad y estructuración del dato se consolidan como activo estratégico.
Sin embargo, los especialistas advirtieron que los modelos algorítmicos dependen de datasets robustos y consistentes. La entrada en operación de tecnologías como módulos TOPCon y configuraciones bifaciales desafía los históricos de performance, obligando a complementar la automatización con supervisión experta.
Otro de los puntos críticos fue la relación entre diseño técnico y financiamiento. En la sesión centrada en due diligence para proyectos fotovoltaicos más almacenamiento, se destacó cómo la selección de componentes, el modelado avanzado y la identificación temprana de fallas potenciales impactan en la rentabilidad de largo plazo . Pequeños defectos acumulativos —desde conectores hasta configuraciones eléctricas subóptimas— pueden erosionar rendimiento y elevar costos operativos, afectando métricas financieras clave.
Asimismo, la resiliencia frente a eventos climáticos extremos fue abordada como componente estructural del diseño. Simulaciones predictivas, refuerzos mecánicos y optimización de layouts forman parte de una estrategia que combina ingeniería tradicional con herramientas digitales avanzadas. La confiabilidad técnica se convierte en garantía financiera.
El contexto europeo añade complejidad adicional. En algunos mercados, los retrasos en ofertas de conexión a red generan incertidumbre en cronogramas y estructuras de financiamiento, lo que refuerza la necesidad de planificación anticipada y coordinación regulatoria. Un activo técnicamente robusto pero demorado en su interconexión puede ver tensionado su retorno esperado.
Durante la segunda jornada también se analizaron estrategias de modernización de activos maduros mediante integración de almacenamiento, reemplazo de inversores y aplicación de gemelos digitales en construcción y commissioning . Estas herramientas permiten detectar desviaciones respecto al diseño original en tiempo real, reducir retrabajos y asegurar alineación con especificaciones técnicas. La digitalización integral del ciclo de vida del activo emerge como diferencial competitivo.
El Solar Quality Summit 2026 confirmó que la expansión renovable europea no solo implica aumentar capacidad instalada, sino fortalecer la arquitectura digital que sostiene cada megavatio conectado. En un entorno de hiperconectividad, presión regulatoria y capital selectivo, la ciberseguridad y la inteligencia artificial pasan a formar parte central de la matriz de riesgo.
Fotowatio Renewable Ventures (FRV), empresa líder en el desarrollo de soluciones energéticas sostenibles, y parte de Jameel Energy, continúa reforzando su portfolio en España con el desarrollo de más de 1.200 megavatios (5.000 MWh) de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS – Battery Energy Storage Systems en inglés) que alcanzará el estado de “Ready to Build” entre 2026 y 2027.
El conjunto de los proyectos, actualmente en fase avanzada de desarrollo, se concentra en cuatro comunidades autónomas estratégicas para FRV: Extremadura, Andalucía, Cataluña y Cantabria. La capacidad proyectada se compone tanto de instalaciones híbridas —que combinan generación fotovoltaica con sistemas de almacenamiento con baterías— como de proyectos puramente BESS, consolidando el papel de FRV como una de las compañías pioneras en este tipo de soluciones en España.
Extremadura será el eje central de esta expansión con el desarrollo de proyectos fotovoltaicos como los complejos San Serván 220 (56MW/225MWh) y Solanilla (18 MW/ 72 MWh), cuyas hibridaciones estarán listas para construir en el primer trimestre de 2026, gracias a la aprobación del RD 997/2025. Adicionalmente el clúster Carmonita, que integra las plantas: Carmonita Ministerio (320 MW/ 1.360 MWh), Sur (80 MW / 400 MWh), Norte (91 MW / 455 MWh) y IV (40 MW / 200 MWh), que unidos a los 111MW / 495 MWh previstos para hibridación en San Serván 400, supondrán una capacidad híbrida de 652 MW / 3.492 MWh, reafirmando el compromiso de FRV con una región que reúne condiciones excepcionales para el desarrollo de energías limpias.
En Andalucía, FRV planea la hibridación de su proyecto Alcores (Sevilla) incluyendo 57 MW/ 285 MWh MW de almacenamiento con baterías. En Cataluña, hay proyectados 334 MW / 1.336 MWh repartidos en 6 instalaciones de almacenamiento con baterías localizados en distintas zonas de las provincias de Barcelona, Gerona y Tarragona. Por su parte, Cantabria acogerá el proyecto Santander BESS Camarreal, un sistema de almacenamiento de 50 MW / 200 MWh en el municipio de Camargo, con fecha estimada de inicio de construcción en el segundo trimestre de 2026.
Una característica destacada de este pipeline es la apuesta por la hibridación de instalaciones, especialmente a través de la optimización de plantas fotovoltaicas ya existentes.
La combinación de proyectos híbridos y sistemas de almacenamiento independientes nos permite maximizar el rendimiento de nuestras infraestructuras, aportar mayor flexibilidad al sistema eléctrico y garantizar un suministro más estable y resiliente. Esta estrategia responde a nuestra visión de liderar la transición energética mediante soluciones tecnológicas avanzadas, que no solo optimizan el uso de los recursos energéticos, sino que también refuerzan nuestra contribución al desarrollo de un modelo energético más sostenible y eficiente
HIF Global, el principal productor mundial de combustibles electrónicos, y la empresa alemana eFuel One GmbH, pionera en soluciones de energía limpia, líder en la producción de combustibles electrónicos para competición y dos veces campeona del mundo de Superbikes (WSBK) con BMW Motorrad Motorsport, han firmado un acuerdo marco (HoA) para la compra a largo plazo de e-metanol. Está previsto que el e-metanol suministrado en virtud de este HoA proceda del proyecto Paysandú de HIF en Uruguay, lo que subraya el valor del acceso temprano a nuestros volúmenes de producción iniciales a medida que los mercados mundiales de e-metanol comienzan a crecer.
El acuerdo establece el marco para que HIF suministre a German eFuel One aproximadamente 100.000 toneladas de e-Metanol al año, apoyando la transición hacia una movilidad sostenible. El HoA define los principales términos comerciales para la negociación de un acuerdo de compra definitivo.
El e-Metanol suministrado bajo este esquema cumplirá con las rigurosas especificaciones de la Asociación Internacional de Productores y Consumidores de Metanol (IMPCA) y estará certificado bajo los estándares EU RED III RFNBO.
El proyecto incluye el Parque Solar Fotovoltaico «Lucía» (PSF Lucía), ubicado al norte de la localidad de El Eucalipto, con una capacidad de generación pico de 1.162 MWp. Y el Parque Eólico «Elena» (PE Elena) se ubicará en la zona de Cuchilla de Fuego, al sureste de El Eucalipto, con una capacidad instalada de 1.137,6 MWp.
«Este acuerdo marca un paso significativo en la expansión del alcance de los combustibles sostenibles. Al trabajar con German eFuel One, avanzamos en la descarbonización del transporte y la industria global, aprovechando nuestra experiencia comprobada operando y exportando e-Combustibles durante más de tres años desde HIF Haru Oni en el sur de Chile, así como de nuestra cartera global de proyectos, para entregar e-Metanol confiable y certificado al mercado», destacó Diego Fettweis, director Comercial de HIF Global.
Este anuncio se suma a los esfuerzos continuos de HIF Global por expandir su presencia en el mercado europeo, siguiendo al acuerdo de compra de e-Fuels anunciado en 2025 con Mabanaft, otra destacada empresa energética alemana.
“Con este suministro a largo plazo, establecemos las bases para una producción de e-Combustibles a escala industrial y confiable, un elemento esencial para la urgente neutralidad climática del transporte, que debe estar abierta a todas las tecnologías. Para el Puerto de Hamburgo, como potencial centro logístico e importador de energía para Europa, la importación confiable de moléculas verdes es de vital importancia. No solo fortalece las industrias regionales, sino que también apoya al Gobierno Federal alemán en garantizar la seguridad energética necesaria para acelerar la defosilización de Alemania. Juntos, demostramos que la movilidad sostenible no es una visión del futuro, sino que comienza hoy», agregó Christian Hanke, director General de German eFuel One.
El e-Metanol es un combustible sintético producido mediante la combinación de hidrógeno verde con dióxido de carbono reciclado. El resultado es un e-Combustible que puede utilizarse en motores e infraestructura existentes sin necesidad de modificaciones. Su versatilidad lo convierte en una solución para diversos sectores: puede usarse directamente en el transporte marítimo e industrial, o convertirse en otros combustibles sostenibles como e-Gasolina para automóviles o e-SAF para aviones. Su flexibilidad permite que compañías de diversos sectores puedan avanzar en sus metas de descarbonización, utilizando una tecnología probada y adaptable.
El futuro acuerdo de compra entre HIF Global y German eFuel One establecerá un marco a largo plazo para el suministro anual de e-Metanol certificado, el cual estará disponible tras la ejecución del contrato y el escalamiento de las capacidades de producción internacional de e-Combustibles.
Los proyectos de HIF se ubican en regiones con orientación sostenible en todo el mundo, mientras que los e-Combustibles llegarán a Hamburgo, Alemania, un nodo energético clave para Europa.
El tribunal supremo de Estados Unidos dictaminó el viernes que los aranceles comerciales que el presidente Donald Trump había impuesto el año pasado carecían de base legal, lo que lleva a su eliminación de la práctica vigente. La decisión, adoptada en el contexto de una disputa legal sobre el uso de poderes de emergencia para establecer aranceles, puede influir en la estructura de costos de algunas actividades ligadas al sector de hidrocarburos.
Especialistas y analistas consultados por Reuters indicaron que la anulación de estas tarifas puede reducir el costo de construcción de infraestructura energética de gran escala que depende de módulos y piezas fabricadas en el exterior y sujetas a aranceles. Esto incluye instalaciones de exportación de gas natural licuado que ensamblan componentes importados antes de completar su montaje en territorio estadounidense.
La eliminación de las tarifas arancelarias reduce directamente una carga de costos que impactaba tanto a productores de crudo como a empresas proveedoras de servicios en la cadena energética. Operadores de equipos y repuestos señalaron que en ejercicios anteriores debieron absorber la mayor parte del impuesto, lo que encareció las operaciones y redujo la flexibilidad financiera.
Aunque la medida puede aliviar costos específicos, el fallo no elimina ciertos gravámenes sobre materias primas como acero y aluminio que también afectan a la industria. Además, directivos del sector manifestaron su preocupación por la posibilidad de que la administración utilice otras herramientas legales para reinstaurar cargas impositivas similares bajo diferentes mecanismos.
Fuentes especializadas en gas natural señalaron que, incluso con la eliminación de los aranceles, es poco probable que los flujos de exportación de combustibles a mercados como China experimenten cambios significativos en el corto plazo. La estructura de costos relativos y las decisiones de compra de los principales compradores están determinadas por factores económicos y estratégicos que trascienden la existencia de gravámenes específicos.
La decisión del tribunal deja en claro que los aranceles impuestos bajo la herramienta de emergencia no contaban con el respaldo jurídico adecuado para mantenerse en vigor. El proceso para determinar si las empresas que pagaron estos aranceles pueden recuperar los importes ya desembolsados permanece abierto, y se espera que los tribunales inferiores establezcan criterios operativos en los próximos meses.
La anulación de los aranceles supone una modificación de la política comercial que había generado tensiones y aumentos de costos indirectos en las cadenas de suministro energéticas. Sin embargo, la materialización de efectos concretos sobre inversión, flujos comerciales y decisiones de desarrollo de proyectos dependerá de la evolución normativa y de las respuestas de los actores tanto en Estados Unidos como en los mercados internacionales de hidrocarburos.
La respuesta del presidente americano no se hizo esperar y horas después del fallo de la Corte Suprema, el mandatario anunció un nuevo arancel del 10% sobre la mayoría de las importaciones estadounidenses.
Trump justifica esta decisión basándose en el “Trade Expansion Act of 1962” (Ley de Expansión de Comercio de 1962), “Trade Act of 1974” (Ley de Comercio de 1974) y “Tariff Act of 1930” (Ley Arancelaria de 1930).
La terminal de Oiltanking y Puerto Rosales es la principal salida exportadora del crudo de Vaca Muerta.
La balanza comercial energética registró en enero un superávit de US$618 millones, consolidando su rol en el comercio exterior al representar casi un tercio del saldo total del país durante el primer mes del año. Así lo revelan los datos relevados por el informe de Intercambio Comercial Argentino (ICA) que elabora el Indec.
A partir de esas cifras, el informe técnico a cargo del economista Nadin Argañaraz precisó la incidencia del factor precios. Aunque el saldo sigue siendo robusto, se ubicó US$85 millones por debajo de los niveles alcanzados en enero de 2025, contracción que responde a una desfavorable coyuntura internacional que golpeó el valor de las exportaciones.
Al desglosar el comportamiento de la balanza, el análisis permite identificar que la caída en los precios internacionales restó US$ 108 millones al resultado neto final. Este impacto negativo obtuvo una compensación parcial por el «efecto cantidades», que aportó un saldo positivo de US$ 23 millones.
Esto refleja que la Argentina continúa con su tendencia de mayor actividad en su principal cuenca productora que es Vaca Muerta, aunque los valores de mercado no acompañaron el desempeño del mes. En contraposición, el resto de las cuencas productoras de petróleo convencional mantiene su declino de más de una década.
Precisamente, Neuquén difundió este viernes que en enero la producción de petróleo alcanzó los 610.715 barriles por día, estableciendo un nuevo récord histórico para la provincia y confirmando el sostenido crecimiento del sector. El volumen que en un 95% responde a la producción de Vaca Muerta representa un incremento del 1,57% respecto de diciembre y un 32,01% más que en enero de 2025.
La relación de precios y volúmenes
En detalle, las exportaciones de energía sumaron US$781 millones, lo que significó una pérdida de US$128 millones respecto al mismo período del año anterior. Esta baja se explica casi exclusivamente por el «efecto precio», que generó un recorte de US$120 millones, mientras que por menores cantidades exportadas se perdieron apenas US$8 millones.
Por el lado de las importaciones, la Argentina logró un ahorro total de US$43 millones, al demandar compras externas por solo US$163 millones. En este rubro, la menor cantidad de energía importada permitió ahorrar US$31 millones. En tanto, el descenso en el precio de la energía importada sumó otros US$13 millones de alivio a las cuentas públicas.
La cifra de enero se produce tras un 2025 que marcó un hito para el país. El año pasado, la balanza energética cerró con un superávit récord de US$7.815 millones, donde el sector fue responsable de 7 de cada 10 dólares del saldo comercial total del país. En aquel acumulado anual, las exportaciones de Combustibles y Energía representaron el 12,7% del total de los despachos nacionales.
A pesar de este comienzo levemente inferior en términos monetarios por la coyuntura de precios, las proyecciones para el resto de 2026 mantienen el optimismo. Consultoras especializadas prevén que este año el superávit anual logre escalar hasta los US$9.000 millones.
La clave de este crecimiento reside en la infraestructura y la capacidad del Oleoducto del Valle aún mantiene margen de crecimiento. Si bien la ampliación del proyecto Duplicar+ llegará a su techo entre abril y mayo, la empresa tiene previstas obras auxiliares. Se trata de mayor capacidad de bombeo de las plantas existentes que permitirán un puente hasta la entrada en operación del Vaca Muerta Oil Sur a fines de 2026.
La jueza estadounidense Loretta Preska rechazó la solicitud del Gobierno argentino para suspender la etapa de investigación patrimonial y búsqueda de bienes, conocida como “discovery”, en el juicio por el supuesto incumplimiento del estatuto de YPF tras la expropiación de la empresa. Esta decisión implica que la presión de Burford Capital para embargar activos de diversas compañías y organismos públicos continúa vigente.
Entre las entidades involucradas en esta fase se encuentran YPF, Energía Argentina (Enarsa), Banco Nación, Aerolíneas Argentinas y Arsat, cuyos bienes podrían ser embargados como parte de la ejecución de la condena por un monto de 16.100 millones de dólares más intereses que Burford Capital reclama.
La Procuración del Tesoro Nacional anunció que apelará el fallo y solicitará una suspensión del proceso. En su recurso, el Gobierno argentino sostiene que las diferencias con los demandantes son irreconciliables y que, a pesar de haber cumplido con la entrega de documentos, no se han encontrado pruebas que justifiquen la acusación.
Además, Burford Capital y las sociedades que administran la quiebra de las firmas Petersen Energía buscan rastrear activos como el oro del Banco Central y otros bienes para garantizar el pago de la condena. En este marco, accedieron a comunicaciones privadas de funcionarios con el objetivo de demostrar que estas compañías actúan como “alter ego” del Estado, aunque esta teoría aún no ha sido comprobada.
El fallo de Preska se produjo en un momento en que se aguarda la sentencia de la Corte de Apelaciones sobre el fondo del caso, prevista para el primer semestre de 2025. Mientras tanto, el Gobierno argentino ha manifestado que no iniciará negociaciones y anticipa que, en caso de no estar conforme con la apelación, alguna de las partes podría recurrir a la Corte Suprema de Justicia de Estados Unidos.
El litigio por YPF representa el principal activo individual de Burford Capital. En sus balances, la empresa valora contablemente este caso en más de 1.500 millones de dólares, una cifra que no refleja su valor efectivo real pero que constituye una porción significativa de su cartera global de litigios.
En años recientes, ex ejecutivos del HSBC liderados por Gerardo “Gerry” Mato realizaron gestiones en Argentina para explorar posibles acuerdos y explicar el esquema financiero detrás del reclamo, aunque sin lograr avances concretos.
El próximo jueves 26 de febrero, Burford Capital presentará sus resultados trimestrales. En esta instancia, el CEO de la compañía deberá responder preguntas respecto al avance del caso YPF, el estado del proceso de discovery y las perspectivas de cobro, tal como ocurrió en conferencias anteriores con inversores.
El Directorio de YPF formalizó el traspaso total de la concesión de explotación convencional del área Manantiales Behr, ubicada en Chubut, a Pecom Servicios Energía S.A.U. La operación se realizará directamente y mediante la subsidiaria San Benito Upstream S.A.U., marcando un nuevo capítulo en la política de desinversión de activos convencionales de la empresa estatal.
Pecom y su afiliada destacaron que Manantiales Behr, considerado el segundo yacimiento convencional más grande del país, les permitirá alcanzar una producción cercana a 35.000 barriles diarios en la provincia. La compañía planea gestionar este activo junto con otros campos maduros, como El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, buscando optimizar costos y mejorar la eficiencia mediante sinergias técnicas y logísticas.
La estrategia de Pecom se basa en la aplicación de técnicas de eficiencia operativa y recuperación terciaria para yacimientos maduros. Además, la empresa señaló que coordinará con autoridades provinciales, locales y gremios para asegurar una transición ordenada y segura. No obstante, el cierre definitivo está condicionado a aprobaciones y requisitos habituales en este tipo de contratos.
Horacio Bustillo, CEO de Pecom, afirmó: “Manantiales Behr no solo nos aporta escala: nos permite consolidar una plataforma de upstream con enorme potencial y con foco en lo que sabemos hacer: operar con excelencia, aplicar disciplina operativa y de capital, y maximizar el valor de yacimientos maduros con tecnología y conocimiento”. Añadió que el objetivo es construir una empresa con capacidad de crecimiento en producción propia de hidrocarburos.
Por su parte, Luis Perez Companc, presidente del Directorio de Pecom, expresó: “Este es un momento muy especial: junto con mis hermanas Rosario y Pilar, sentimos un enorme orgullo de ver a PECOM dar este paso tan importante, consolidándose como uno de los principales actores del país en la producción de petróleo, honrando su historia y proyectándose hacia el futuro. Esta inversión refleja nuestro compromiso de largo plazo con la Argentina y con el desarrollo de una industria energética sólida, moderna y competitiva”.
La operación se concretó tras el fracaso de una venta previa a Limay Energía S.A., del Grupo Rovella Capital, que no pudo cumplir con las condiciones financieras para concretar el acuerdo. La oferta original de Rovella Capital, de USD 575 millones, superaba en más de USD 150 millones a la de Pecom, pero no logró asegurar el financiamiento necesario para el pago inicial del 60% (aproximadamente USD 345 millones) al cierre, con el saldo restante a abonar en 12 meses.
Este traspaso forma parte del Proyecto Andes, lanzado por YPF en junio de 2025 dentro del Plan 4×4, que busca optimizar su portafolio desinvirtiendo en campos convencionales maduros para destinar recursos a proyectos de mayor rentabilidad, especialmente en la formación no convencional Vaca Muerta. YPF proyecta así fortalecer la producción de shale y alcanzar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031.
Neuquén registró en enero una producción de petróleo que alcanzó los 610.715 barriles por día, estableciendo un récord histórico para la provincia y confirmando el sostenido crecimiento del sector. El volumen representa un incremento de 1,57 % respecto de diciembre de 2025 y un 32,01 % más que en enero del año pasado, porcentaje que también se replica en la comparación interanual acumulada, informó el gobierno provincial.
El crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el desempeño de las áreas La Calera, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Fortín de Piedra, Mata Mora Norte y Aguada del Chañar, que registraron incrementos significativos en sus niveles de extracción.
En materia de gas, la producción de enero fue de 91,28 millones de m³ por día, con un aumento de 0,52 % respecto de diciembre. Si bien la comparación interanual muestra una leve variación negativa (-1,24 %), el nivel de actividad se mantiene en valores elevados, sostenido por el dinamismo de áreas estratégicas como Fortín de Piedra, Aguada de Castro, Río Neuquén, Loma La Lata – Sierra Barrosa y Sierra Chata, se describió.
El desarrollo del No Convencional continúa siendo el pilar del crecimiento energético provincial. En enero, el 97,02 % del petróleo y el 90,44 % del gas producidos en Neuquén provinieron de este segmento, con un aporte destacado del shale, que representó el 79,75 por ciento del gas total.
“Estos resultados ratifican la solidez del modelo de desarrollo energético que impulsa la provincia, basado en inversión, eficiencia y aprovechamiento responsable de sus recursos. Neuquén inicia el año consolidando su posición como principal motor hidrocarburífero del país y proyecta un 2026 de expansión sostenida, mayor integración productiva y nuevas oportunidades de crecimiento para la Argentina”, se destacó.
US President Donald Trump arrives for a rally at Williamsport Regional Airport in Montoursville, Pennsylvania on October 31, 2020. (Photo by MANDEL NGAN / AFP)
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, sugirió que una decisión sobre un eventual ataque a Irán podría llegar dentro de los próximos 10 días si no hay acuerdo sobre el programa nuclear de Teherán.
“Quizás tengamos que ir un paso más allá, o quizás no. Quizás lleguemos a un acuerdo”, dijo Trump. “Lo sabrán probablemente en los próximos 10 días, pero esta reunión de hoy demuestra que, con un liderazgo decidido, nada es imposible”, declaró el mandatario estadounidense en la reunión inaugural de su Consejo de Paz en Washington D.C.
El ejército estadounidense está preparado para atacar a Irán este mismo fin de semana, pero Trump aún no tomó una decisión definitiva sobre si autorizará tales acciones, según informó CNN.
El presidente norteamericano argumentó en privado tanto a favor como en contra de la acción militar y consultó a asesores y aliados sobre cuál es la mejor opción, según una fuente.
El jueves Trump volvió a pedir a Irán que llegue a un acuerdo, amenazando con “cosas malas” si no lo hace.
“Ahora es el momento de que Irán se una a nosotros en un camino que complete lo que estamos haciendo. Y si se unen, será fantástico. Si no se unen, también será fantástico, pero será un camino muy diferente. No pueden seguir amenazando la estabilidad de toda la región y deben llegar a un acuerdo”, dijo Trump.
“Si no sucede, no sucede. Sucederán cosas malas si no sucede”, finalizó Trump.
Los precios internacionales del petróleo aumentaron este jueves, impulsados por el temor en los mercados ante la posibilidad de un enfrentamiento militar de Estados Unidos contra Irán.
El Brent, referencia para Europa, avanzó durante esta jornada 1,05%, cotizando a 71,07 dólares por barril, mientras que el crudo West Texas Intermediate (WTI) de referencia en Estados Unidos sube un 1,06% y alcanza los 65,86 dólares por barril.
Ambos índices de referencia habían cerrado el miércoles con un alza superior al 4%, alcanzando sus cotizaciones más altas desde el 30 de enero, a medida que los operadores valoraban el riesgo de interrupciones en el suministro en caso de un conflicto.
La señal de alerta en los mercados responde a que la región iraní se encuentra el estrecho de Ormuz, que es una vía marítima estratégica por la que transita alrededor del 20% del suministro mundial de petróleo, la cual se puede ver afectada ante tensiones o una eventual disputa.
Tal es así, que los medios de comunicación estatales de Irán informaron que el país había cerrado el estrecho durante unas horas el martes, sin aclarar si luego fue reabierto por completo. Además, Irán emitió un aviso de lanzamiento de cohetes en zonas del sur del país para este jueves.
En paralelo, Estados Unidos estuvo desplegando buques de guerra en las proximidades de Irán. En este sentido, el vicepresidente estadounidense, JD Vance, declaró que Washington está analizando si continuar con el compromiso diplomático con Teherán o buscar “otra opción”, mientras el presidente Donald Trump evalúa la posibilidad de una acción militar.
Desde la Casa Blanca, informaron recientemente que durante esta semana se lograron algunos avances entre las naciones en las conversaciones llevadas a cabo en Ginebra, pero siguen existiendo diferencias en determinadas cuestiones.
Las reservas de crudo, gasolina y destilados de Estados Unidos cayeron la semana pasada, según las cifras del Instituto Estadounidense del Petróleo (API) del miércoles, en contra de las expectativas de un aumento de 2,1 millones de barriles.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, convocó a la comunidad a participar de la Audiencia Pública del Proyecto Parque Eólico Cerro Policía 300 MW, una iniciativa estratégica que forma parte del rumbo productivo que impulsa la provincia y que posiciona a Río Negro como protagonista de la transición energética nacional.
La audiencia se realizará el 19 de marzo de 2026, a las 10, en la Escuela N° 193 “José Sabino Rojas” de Cerro Policía, en el marco del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental. Allí se analizará el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto impulsado por la empresa Argentina Fortescue Future Industries S.A..
El parque eólico tendrá una potencia instalada de 300 MW y se emplazará en la Meseta de Rentería, en el Departamento El Cuy, sobre un predio aproximado de 5.070 hectáreas. La iniciativa permitirá incorporar energía renovable al sistema eléctrico, diversificar la matriz productiva y generar nuevas oportunidades de empleo y desarrollo para la región.
Este proyecto se inscribe en la nueva etapa productiva que impulsa la Provincia, con eje en la energía y el desarrollo económico con reglas claras, previsibilidad y estándares ambientales exigentes. No se trata solo de una inversión energética: significa trabajo para empresas y trabajadores rionegrinos, movimiento económico en la región y recursos que quedan en Río Negro.
El gobernador Alberto Weretilneck sostiene una política de defensa del desarrollo provincial, garantizando que cada proyecto estratégico se evalúe con responsabilidad ambiental, transparencia y participación ciudadana. En ese marco, la audiencia pública no es un acto formal, sino una instancia concreta que asegura que el crecimiento productivo se dé con control, información pública y protagonismo de la comunidad.
El Estudio de Impacto Ambiental analiza los efectos ambientales, sociales y territoriales del parque, y establece las medidas de protección y gestión necesarias. El proyecto se ubica en una zona rural de baja densidad poblacional, fuera de Áreas Naturales Protegidas y a más de 30 kilómetros de las más cercanas, con viviendas ubicadas a más de 800 metros de los aerogeneradores previstos.
Las personas interesadas en participar podrán inscribirse hasta 72 horas antes de la audiencia a través del formulario disponible en la web oficial de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático (ambiente.rionegro.gov.ar). También se podrán presentar opiniones por escrito. El expediente completo y el Estudio de Impacto Ambiental se encuentran disponibles para consulta pública online.
Este lunes comenzó el cruce del río Negro por Perforación Horizontal Dirigida (PHD) del oleoducto del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un hito central de esta etapa de obra que la Provincia sigue con controles diarios.
El procedimiento se desarrolla en cercanías a Chelforó. La perforación inicia sobre la margen Norte, en la progresiva PK 120, y finaliza en la margen Sur en PK 121 aproximadamente, con puntos de entrada y salida ubicados a unos 180 metros y 228 metros de las márgenes, respectivamente.
El cruce se ejecuta mediante Perforación Horizontal Dirigida (HDD/PHD), con una longitud estimada de 660 metros, para instalar una cañería de 30 pulgadas de diámetro y 11,3 mm de espesor. La tubería cuenta con revestimiento externo de mantas termocontraíbles reforzadas diseñadas para este tipo de cruces.
Antes de iniciar la inserción, la cañería es probada hidráulicamente, y se repite la prueba una vez instalada en el túnel, previo a su conexión al finalizar la obra.
Las tareas contemplan trabajos previos de preparación de terrenos, construcción de locaciones de acometida y recepción, perforación piloto, rectificación/ensanche del túnel, armado de la columna de caños e inserción por tracción. La trayectoria se controla mediante guiado electromagnético, con instrumentos que informan inclinación, rumbo y orientación de la herramienta de perforación.
La Secretaría de Energía y Ambiente, a través del área de Hidrocarburos, realiza seguimiento de cerca del procedimiento con controles diarios, verificando cada etapa en campo, la integridad del revestimiento y los protocolos de seguridad.
La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó la relevancia del inicio de esta maniobra: “El cruce del río es uno de los hitos más importantes de esta etapa del VMOS. Marca el avance de una obra estratégica que posiciona a Río Negro en la infraestructura energética del país”, apuntó.
A su vez, remarcó el rol de control provincial durante la ejecución: “Estamos siguiendo el procedimiento de cerca, con controles diarios del área de Hidrocarburos, para garantizar que cada paso se ejecute con los estándares técnicos y de seguridad que exige una intervención de esta magnitud”.
La operación utiliza fluidos de perforación con base de agua dulce, combinada con bentonita y polímeros biodegradables, con análisis periódicos tanto del fluido de inyección como de los lodos de retorno para sostener las condiciones técnicas requeridas según el suelo.
El curso de Posgrado en Energía y Desarrollo Económico, que lleva adelante la Facultad de Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires Aires (UBA) abrió la inscripción para la edición 2026, que al igual que el año pasado, será de modalidad virtual y contará con un plantel de prestigiosos docentes.
El programa tiene por objetivo contribuir en la formación de profesionales de organismos públicos, empresas privadas, organizaciones sindicales y docentes, brindando conocimientos teóricos, prácticos y metodológicos para el análisis de las principales problemáticas y desafíos energéticos nacionales, regionales e internacionales.
En ese sentido, se buscará realizar un abordaje integral del sector energético en Argentina en clave comparada con la situación del sector a nivel regional/mundial en el contexto de transición energética.
La cursada se desarrollará entre abril y agosto, con dos clases semanales: martes y jueves de 18.30 a 20.30. Los cupos son limitados.
La coordinación académica está a cargo de Federico Basualdo, especialista en energía y ex funcionario del sector. Además, el plantel docente está integrado por Mariano Barrera, Nuria Mendizabal, Francisco Nercesian, Amparo Posse, Sebastian Bonetto, Miguel Rechimuzzi, Mariela Korenblum, Miguel Marquez,. Ana Belén Ferrara, Sergio Vazquez y Gabriel Legrand, entre otros.
Durante su primera edición en 2025, el posgrado en Energía y Desarrollo Económico contó con más de 200 participantes de todo el país, repartidos en dos comisiones. Para información adicional, escribir a: energíaydesarrolloeconóico@gmail.com
Más de 13.000 personas se inscribieron en las diferentes propuestas educativas del Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM), una iniciativa entre las principales empresas petroleras del país, en conjunto con el gobierno de la provincia del Neuquén y el municipio de la ciudad capital, que busca formar nuevos trabajadores para los desafíos que presenta el crecimiento de Vaca Muerta.
“Estamos muy contentos con la respuesta que tuvimos y la cantidad de inscriptos para esta primera etapa” sostuvo Gustavo Schiappacasse, director ejecutivo de Fundación YPF. “La industria energética va a necesitar perfiles técnicos capacitados y hay un gran interés de la gente en prepararse para formar parte del futuro de Vaca Muerta”, añadió.
En marzo inician las clases de los cursos del primer trimestre: operador de perforación, fractura, instrumentación; y curso de seguridad operativa en yacimiento.
En los cursos que inician en abril se suma el de mantenimiento mecánico y en los de mayo, los de mantenimiento eléctrico y de producción. Para este año se planea capacitar entre 2.000 y 2.500 personas.
Aquellos que completaron la pre-inscripción van a recibir un mail con la información donde se indica a qué curso fueron asignados y en qué horario, o si quedaron en una lista de espera para la próxima convocatoria.
Está planificado abrir nuevas inscripciones en mayo y agosto para los cursos de operadores; y se van a sumar otras propuestas que amplían la oferta educativa.
Forman parte del IVM las principales operadoras del Oil & Gas como YPF, Vista, Pluspetrol, Totalenergies y Chevron; y las empresas de servicios Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, TSB, Oilfield & Production Services, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Huinoil, Industrias Juan F. Secco, Milicic, Wenlen y Marbar.
First Quantum Minerals presentó un nuevo informe técnico del proyecto de cobre Taca Taca donde amplió en un 13% las reservas probadas.
La minera canadiense First Quantum Minerals presentará el pedido de adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) para el megaproyecto de cobre Taca Taca, que está ubicado en la provincia de Salta y es uno de los desarrollos cupríferos sin desarrollar más grandes del mundo. La compañía tenía previsto una inversión de US$ 3.600 millones para construir el proyecto, pero ahora planea realizar un desembolso total de US$ 5.250 millones contemplando la ampliación de la mina.
El monto millonario de inversión actualizado corresponde al nuevo Informe Técnico NI 43-101 -evaluado bajo estándares internacionales en Canadá- que dio a conocer First Quantum Minerals este viernes, donde estableció las nuevas metas del proyecto. Taca Taca está ubicado a más de 3.500 metros de altura en la Puna salteña, a 230 km de distancia de la ciudad de Salta y a 55 km del límite con Chile.
Taca Taca: informe técnico para producir más cobre y otros minerales
“El informe técnico es un paso importante en la preparación de nuestra solicitud al RIGI”, según indicó Tristán Pascall, director Ejecutivo de First Quantum. La minera planea presentar la solicitud de adhesión al régimen de incentivos en el primer semestre del año, al igual que la presentación del informe de impacto ambiental. Se prevé que el proyecto de cobre demande hasta 4.000 puestos de trabajo en la etapa de construcción.
Las conclusiones del informe respaldan el desarrollo de Taca Taca como una mina a cielo abierto con una capacidad de procesamiento inicial de 40 millones de toneladas anuales (Mtpa), que demandará una inversión de US$ 4.232 millones, con una posible ampliación a 60 Mtpa a partir del quinto año de operación que requerirá un desembolso adicional de US$ 1.019 millones (desembolso total de hasta US$ 5.250 millones).
Se espera una producción anual promedio de cobre de 291.000 toneladas (tn) durante los primeros diez años de operación. El salto en la producción en comparación con el informe anterior es significativo ya que tenía previsto producción anual de 275.000 tn.
También se prevé que Taca Taca produzca un promedio anual de oro de 133.000 onzas durante los primeros diez años de operación. Además, el proyecto producirá molibdeno, hierro y azufre.
La estimación de reservas minerales es de 1.990 millones de toneladas con una ley de cobre del 0,42% y una ley de oro de 0,09 gramos por tonelada para una vida útil total de la mina de 35 años. “Esto representa un aumento de un 13% en las reservas probadas y probables combinadas, un aumento del 9% en el metal de cobre in situ y un aumento del 9% en el metal de oro in situ con respecto al informe técnico publicado en marzo de 2021”, afirma el informe de First Quantum.
“El estudio técnico actualizado reafirma el gran valor y potencial del proyecto como una importante mina de cobre de larga vida útil con una producción significativa de oro, que se encuentra en una posición competitiva en la curva de costos global”, añadió Tristán Pascall.
El secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, en la reunión ministerial de la Agencia Internacional de Energía esta semanaen París.
El gobierno de los Estados Unidos reiteró esta semana la amenaza de abandonar la Agencia Internacional de Energía (IEA) si no deja atrás la agenda climática para priorizar la seguridad energética. La advertencia corrió por cuenta del secretario de Energía, Chris Wright, que también defendió las exportaciones de gas natural licuado (GNL) a Europa.
Wright defendió la agenda energética de la administración de Donald Trump en una reunión ministerial de la IEA llevada a cabo esta semana en Francia. También sugirió que la agencia debe abandonar la agenda climática para el 2027 o los EE.UU. dejarán de ser un país miembro, una amenaza que ya había formulado el año pasado.
“Ha habido tal mentalidad de grupo, diez años invertidos en una ilusión destructiva de cero emisiones netas para 2050, que Estados Unidos usará toda la presión que tenga para lograr que la IEA finalmente, más o menos en el próximo año, se aleje de esta agenda”, dijo Wright.
«No necesitamos un escenario de cero emisiones netas, eso es ridículo, eso nunca va a suceder», añadió.
Para EE.UU. la Agencia Internacional de Energía debe priorizar la seguridad energética
Wright defendió las exportaciones de GNL estadounidense a Europa.
El secretario de Energía en su visita a Francia dejó varias definiciones sobre el vínculo trasatlántico en materia energética. Wright enfatizó que la Agencia Internacional de Energía debe enfocarse nuevamente en garantizar el suministro global de energía. También rebatió comentarios en contra de las importaciones de GNL estadounidense en Europa.
«La IEA fue fundada luego de (la guerra de) Yom Kipur para asegurar que el mundo tenga suficiente energía, la necesitamos enfocada hoy en esa misión y no en predicar sobre el clima«, dijo.
El principal vínculo energético entre EE.UU. y Europa actualmente pasa por el GNL. El Comisario de Energía de la Unión Europea, Dan Jørgensen, sostuvo en enero pasado que el bloque está considerando reducir la dependencia del GNL estadounidense luego de que la administración Trump amanazara con tomar el control de Groenlandia, un territorio danés.
En declaraciones a la prensa europea, Wright sostuvo que EE.UU. es un socio confiable. «Creo que los comentarios del Comisario Jørgensen son muy desafortunados. Estados Unidos es un proveedor de energía infalible. No se puede tener un socio mejor«, respondió el funcionario estadounidense.
La Unión Europea viene rechazando las presiones de EE.UU. para eliminar o retrasar la aplicación de su regulación sobre las emisiones de metano, la cual alcanza a las importaciones de GNL.
A partir de enero de 2027, los importadores deberán cumplir con los requisitos de seguimiento, presentación de informes y verificación vinculados a los datos de emisiones de metano de los países y empresas que producen o exportan a la UE.
Divergencia energética entre EE.UU. y Europa
Para el secretario de Energía de Trump las políticas energéticas a ambos lados del Atlántico Norte apartaron sus caminos. «Hay una divergencia dramática en la política energética de Europa y lo Estados Unidos. Europa tomó la decisión política de hacer costosa la energía. Esperamos que reviertan esa decisión», declaró Wright.
La agencia energética, que depende de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), enfrentó críticas de la administración Trump el año pasado cuando proyectó que el pico del consumo de petróleo tendrá lugar alrededor de 2030.
Trump impulsa una agenda para maximizar la producción de hidrocarburos en los EE.UU., a la que bautizó como la búsqueda de la «dominancia energética«.
El secretario del Tesoro, Scott Bessent, llegó a decir que el objetivo es producir un adicional de “3 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd)”. La producción de petróleo crudo en EE.UU. batió otro récord anual el año pasado, con 13,6 millones de barriles por día producidos en 2025.
El Gobierno nacional oficializó, mediante el Decreto 105/2026, una expansión histórica del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), incorporando al segmento upstream (exploración y producción) y extendiendo el plazo de adhesión hasta julio de 2027. Esta medida, fruto de una gestión directa del gobernador Rolando Figueroa, establece pisos de inversión de u$s 600 millones para el desarrollo de pozos y u$s 300 millones para el midstream.
La normativa introduce un esquema de facilitación aduanera crítico: la exención total de aranceles para la importación de bienes de capital y repuestos, permitiendo a las operadoras ingresar sets de fractura y equipos de perforación de última tecnología con costos operativos drásticamente reducidos.
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La ampliación también establece una segmentación estratégica de beneficios según el destino de la producción, diferenciando los proyectos de abastecimiento interno de aquellos orientados a la exportación de crudo y gas. Esta distinción, sumada a la prórroga del plazo de adhesión, otorga la previsibilidad necesaria para los directorios de consorcios internacionales, cuyos tiempos de aprobación de capital superan los ciclos de corto plazo.
Con este nuevo blindaje jurídico y fiscal, Neuquén se prepara para la “Neuquén Week” en Nueva York el próximo 9 de marzo, donde Figueroa presentará ante financistas globales la eliminación de barreras arancelarias y la reducción del impuesto a las Ganancias al 25% como los nuevos pilares de competitividad de la cuenca neuquina.
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La inclusión del upstream y las facilidades para importar equipos son el “combo” definitivo para la eficiencia de Vaca Muerta. Al quitarle el ancla arancelaria a la tecnología de perforación, el Gobierno nacional nivela la cancha frente a otras cuencas competitivas del mundo.
La prórroga hasta 2027 es una señal de realismo político y económico: el gran capital internacional exige ventanas de estabilidad que excedan el calendario electoral. Argentina finalmente ofrece un pasaporte legal sólido para que el potencial geológico se transforme en una realidad exportadora de escala mundial.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) ha asumido formalmente la Coordinación Regional del Foro Latinoamericano de Cooperación Regulatoria (LARCF) para el período 2026-2027. Este posicionamiento coloca a la Argentina en el centro de la toma de decisiones para la armonización normativa de un sector que representa el 12% del PBI industrial nacional.
La gestión liderada por la Cámara busca reducir las asimetrías legales que actualmente funcionan como barreras técnicas al comercio, priorizando la implementación del Sistema Globalmente Armonizado (SGA/GHS) y la creación de Inventarios Nacionales de Sustancias Químicas.
Bajo esta dirección, el país tendrá un rol determinante en la convergencia de marcos legales que faciliten el flujo comercial seguro en América Latina.
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La hoja de ruta estratégica para este ciclo se enfoca en la adopción de “Buenas Prácticas Regulatorias” alineadas con las exigencias de la OCDE y el Marco Mundial sobre Productos Químicos. Este enfoque pro-empresa apunta a generar un entorno de previsibilidad jurídica donde la industria privada pueda operar bajo estándares internacionales sin la carga de burocracias locales descoordinadas.
El liderazgo de la CIQyP® garantiza que la voz del sector privado argentino sea la que modele los protocolos de sostenibilidad y seguridad técnica que regirán el mercado regional en la próxima década, potenciando la competitividad de las más de 180 compañías que integran la Cámara y que generan el 80% del valor agregado del sector.
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La designación de la CIQyP® no es un simple acto administrativo; es una victoria estratégica para el sector privado argentino. En un mercado global que exige trazabilidad y sostenibilidad, liderar el LARCF permite a la industria local dejar de ser “tomadora de normas” para convertirse en “creadora de estándares”.
La armonización regulatoria es el camino más corto para bajar costos operativos y aumentar la inserción de la petroquímica nacional en las cadenas de valor globales. La Argentina tiene hoy la lapicera para escribir las reglas de juego regionales, asegurando que los marcos normativos fomenten el desarrollo y no se conviertan en obstáculos para la inversión.
Pecom, la nave insignia del Grupo Perez Companc, ha puesto en marcha un ambicioso plan de expansión para el período 2026-2027 con el objetivo de consolidar su liderazgo en el corazón de Vaca Muerta. Tras su exitoso retorno como operadora en cuencas maduras, la compañía ha decidido redoblar su apuesta en el segmento de servicios petroleros de alta complejidad.
La estrategia se centra en la incorporación de tecnología de punta para la completación de pozos y la operación de plantas de tratamiento, posicionándose como el socio técnico indispensable para las grandes operadoras que buscan acelerar su producción bajo los nuevos incentivos del RIGI.
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El despliegue de Pecom incluye una inversión sostenida en equipamiento de coiled tubing y servicios de bombeo de gran escala, diseñados específicamente para las exigencias de los pozos de rama larga en el no convencional. Además de fortalecer su capacidad operativa en el campo, la empresa está liderando proyectos de infraestructura de superficie, fundamentales para evacuar los volúmenes incrementales de gas y petróleo proyectados para este año.
Este enfoque pro-empresa y de eficiencia técnica permite a Pecom no solo competir en el mercado de servicios, sino ofrecer soluciones integrales que reducen los tiempos de conexión y optimizan el CAPEX de sus clientes en la cuenca neuquina.
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El movimiento de los Perez Companc es una señal de confianza contundente para el sector privado. No se trata solo de invertir, sino de entender dónde están los cuellos de botella de Vaca Muerta: la infraestructura y los servicios especializados. Al posicionarse como un “habilitador” del éxito de otros, Pecom asegura su propio crecimiento y fortalece la cadena de valor local.
En un escenario de reactivación masiva, el expertise de las empresas nacionales con espalda financiera y conocimiento del terreno es lo que garantiza que el salto de producción sea técnicamente sostenible.
El megaproyecto Josemaría dejó de ser una promesa para convertirse en el núcleo de la mayor reconfiguración financiera de la minería argentina. Tras el histórico acuerdo entre Lundin Mining y BHP —que selló un joint venture 50/50 y la adquisición de Filo del Sol por u$s 3.000 millones— el denominado Distrito Vicuña en San Juan se consolida como un bloque geoeconómico con una inversión total proyectada de u$s 18.000 millones.
La alianza no solo incorpora la espalda financiera de la minera más grande del mundo (BHP), sino que integra la infraestructura de Josemaría y Filo del Sol, optimizando el CAPEX compartido y acelerando el recupero bajo los beneficios del RIGI. Esta arquitectura financiera permite modelar un flujo de fondos más robusto, con menores costos marginales y una estructura operativa unificada que reduce riesgos y mejora la bancabilidad del distrito.
La proyección económica es contundente: una vez estabilizada la producción, el complejo generará más de u$s 3.500 millones anuales de cashflow operativo, apalancado en una matriz polimetálica donde el oro y la plata funcionan como créditos que reducen el costo del cobre.
Con una producción estimada de 395.000 toneladas de cobre, 225.000 onzas de oro y 1.000.000 de onzas de plata por año, el Distrito Vicuña aportará u$s 6.000 millones anuales en exportaciones, duplicando por sí solo el valor total de las exportaciones mineras actuales del país.
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En un contexto de riesgo país elevado, la presencia de BHP actúa como ancla de credibilidad para bancos multilaterales y fondos de inversión, habilitando líneas de crédito internacionales a tasas competitivas. La estabilidad fiscal por 30 años que otorga el RIGI completa un marco de previsibilidad inédito para un proyecto de esta escala.
La viabilidad energética depende de la Línea de Extra Alta Tensión (LEAT) 500 kV Rodeo–Josemaría, una obra de 260 km que demandará u$s 200 millones y garantizará los 300 MW necesarios para las plantas de molienda y flotación. Este corredor eléctrico será, además, la columna vertebral para futuros desarrollos en la cordillera.
El impacto en el empleo será masivo: 5.900 puestos directos en la etapa de construcción y una red de 1.000 proveedores que ya ajustan sus balances para ingresar al ecosistema del distrito. La obra civil comenzará en el segundo semestre de 2026, en plena ventana de precios del cobre que los analistas internacionales proyectan como alcista para el período 2026–2030.
En el plano regional, mientras Chile y Perú atraviesan ciclos de inestabilidad política y regulatoria, Argentina emerge como la nueva frontera de inversión minera. El Distrito Vicuña se posiciona así como el mayor polo de generación de divisas genuinas de la cordillera y como el caso testigo de cómo la integración de activos, la ingeniería financiera y la infraestructura energética pueden redefinir la competitividad de un país entero.
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Desde Runrún observamos que el Distrito Vicuña inaugura una nueva etapa: la minería como arquitectura sistémica, donde infraestructura, financiamiento, energía y geopolítica se integran en un único vector de desarrollo. No se trata solo de un proyecto: es un reordenamiento territorial y económico que redefine la frontera productiva argentina.
El “Coloso de Vicuña” marca el inicio de un modelo donde los grandes jugadores globales no vienen a extraer, sino a construir ecosistemas completos. Y ese es el verdadero cambio estructural.
La compañía independiente GeoPark ha sido distinguida como una de las empresas de petróleo y gas con mejor desempeño a nivel mundial, un reconocimiento que subraya su eficiencia operativa y su capacidad de ejecución estratégica en América Latina. La distinción llega en un momento bisagra para la operadora, que ha consolidado su posición financiera mediante una gestión de costos rigurosa y un enfoque pro-mercado que prioriza la optimización de activos existentes.
Este estatus internacional refuerza la competitividad de la firma, posicionándola como un referente de agilidad corporativa frente a las grandes multinacionales del sector energético.
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Para la Argentina, el reconocimiento a GeoPark tiene una relevancia directa tras su reciente desembarco en Vaca Muerta. La empresa ha iniciado un ambicioso plan de desarrollo en los bloques Aguada Federal y Bandurria Norte, buscando replicar su modelo de eficiencia en el desarrollo del no convencional.
La capacidad de la compañía para operar con costos de extracción (lifting costs) altamente competitivos y su disciplina en la asignación de capital son activos que aportan dinamismo a la cuenca neuquina, atrayendo el interés de inversores internacionales que ven en GeoPark a un socio estratégico capaz de maximizar el valor de los recursos bajo estándares de excelencia global.
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El ascenso de GeoPark es la prueba de que en el sector energético actual, la agilidad y la ejecución técnica son las que definen el éxito por encima del tamaño de la compañía. Que una independiente enfocada en la región sea premiada a nivel global valida el potencial de las cuencas latinoamericanas cuando son gestionadas con una visión pro-empresa y estándares de clase mundial.
Su consolidación en Vaca Muerta bajo este sello de excelencia es una gran noticia para el ecosistema petrolero local: sube la vara de competitividad y demuestra que Argentina sigue siendo el destino preferido para los capitales que buscan eficiencia operativa real.
La expansión de Vaca Muerta hacia el norte ha tomado un impulso decisivo tras la reciente supervisión del gobernador Alfredo Cornejo a los trabajos en Cañadón Amarillo, Malargüe. Bajo el paraguas del “Plan Andes”, YPF ha reconfigurado su estrategia en la provincia: mientras cede clústeres maduros a operadoras locales como Venoil S.A., la petrolera de bandera ha incrementado un 50% su presupuesto para la “Lengua Norte”.
El objetivo es ambicioso: iniciar dos nuevos pozos piloto en el segundo semestre de 2026, adelantando los cronogramas originales y consolidando a Mendoza como un actor relevante en el mapa no convencional, gracias a un esquema de regalías reducidas y beneficios fiscales diseñados para atraer capital de riesgo.
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La caracterización del reservorio en esta zona fronteriza muestra un crudo liviano de 40° API, lo que ha despertado el interés técnico por su alta calidad. No obstante, el desafío operativo radica en la necesidad de sísmica 3D de alta resolución y una logística de fractura que debe adaptarse a profundidades y presiones distintas a las del núcleo neuquino.
El éxito de los pozos en bloques como CN-VII A y Paso de las Bardas Norte será el termómetro para la llegada de nuevos consorcios internacionales, que ven en la infraestructura de transporte existente en Mendoza una ventaja competitiva para evacuar la producción directamente hacia la refinería de Luján de Cuyo.
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Acelerar la Lengua Norte es una decisión de pragmatismo económico. Mendoza ha entendido que para competir con el “imán” de inversiones que es Neuquén, debe ofrecer mayor agilidad regulatoria y seguridad jurídica. La salida de YPF de los yacimientos maduros para enfocarse exclusivamente en el shale mendocino es la señal más clara de que el potencial geológico de Malargüe es real.
Si el segundo semestre de 2026 confirma los niveles de productividad esperados, estaremos ante el nacimiento de un segundo polo exportador de crudo liviano en Argentina, diversificando el riesgo geográfico y fortaleciendo la resiliencia del sistema energético nacional.
El aumento exponencial en la producción de gas no convencional está transformando la estructura de costos de la industria argentina. El acceso a un insumo abundante y con precios competitivos en el mercado interno ha permitido a los grandes usuarios industriales reducir su dependencia de combustibles líquidos importados, logrando ahorros operativos de hasta un 30% en sus procesos térmicos.
Esta disponibilidad de gas no solo garantiza la continuidad del suministro durante los picos invernales, sino que se traduce en una ventaja competitiva directa para sectores electro-intensivos, permitiéndoles optimizar su flujo de caja y reinvertir en la modernización de plantas productivas bajo estándares de eficiencia global.
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Más allá del ahorro financiero, el gas de Vaca Muerta se posiciona como el “combustible de la transición” para el sector privado nacional. La migración hacia el gas natural permite a las empresas reducir significativamente su huella de carbono, un requisito cada vez más excluyente para acceder a líneas de financiamiento internacional y para exportar a mercados con barreras para-arancelarias ambientales.
En este escenario, la estabilidad del precio del gas en boca de pozo y la expansión de los gasoductos troncales actúan como un anclaje estratégico que protege a la industria local de la volatilidad de los precios internacionales de la energía, consolidando un entorno de previsibilidad para la planificación de inversiones a largo plazo.
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La verdadera riqueza de Vaca Muerta no está solo en los dólares que entran por exportación, sino en los costos que se ahorran “puertas adentro” de nuestras fábricas. El gas barato y seguro es la mejor política industrial que puede tener un país; es lo que permite que una pyme o una gran acería compitan de igual a igual en el mundo.
El desafío actual es que la infraestructura de distribución capilar acompañe este crecimiento del midstream, para que el beneficio de la abundancia energética llegue a todos los parques industriales del país, democratizando la competitividad y fomentando un desarrollo federal genuino.
El desarrollo de la infraestructura vial en el corazón de Vaca Muerta ha tomado un ritmo crítico en este inicio de 2026, con avances significativos en las rutas que conectan los principales nodos productivos con los centros logísticos. Las obras en la Ruta Provincial 67 y la duplicación de calzada en las rutas 7 y 51 son fundamentales para descomprimir el tránsito pesado y reducir los tiempos de transporte de insumos clave, como arena de fractura y tuberías.
Este despliegue vial no solo mejora la seguridad en la región, sino que permite una optimización directa del CAPEX de las operadoras al agilizar el movimiento de los sets de fractura y las cuadrillas de servicios hacia Añelo y sus alrededores, reduciendo hasta un 20% los tiempos de traslado.
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La reactivación de estos corredores estratégicos es el resultado de una coordinación eficiente entre el Gobierno de Neuquén y las empresas del sector, quienes ven en la logística terrestre el principal cuello de botella operativo para alcanzar las metas de producción incremental. Con la pavimentación de nuevos tramos y la mejora de los accesos a los yacimientos, la cuenca neuquina fortalece su resiliencia operativa frente al aumento del flujo vehicular derivado de la reactivación del upstream bajo el RIGI.
Esta infraestructura básica es la que permite que la eficiencia ganada en la boca del pozo no se pierda en los traslados, consolidando un ecosistema productivo de clase mundial.
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Invertir en asfalto es, en Vaca Muerta, tan importante como invertir en tecnología de perforación. La logística representa una parte sustancial del costo operativo y cualquier demora en las rutas se traduce en pérdidas de productividad para las empresas. Que las obras viales avancen a buen ritmo es una señal de que la gestión provincial entiende la urgencia del sector privado.
El desafío a futuro será el mantenimiento de estas trazas bajo el intenso tránsito que proyecta el salto exportador; la durabilidad de las rutas será tan estratégica como la capacidad de los ductos para sostener el crecimiento de la cuenca.
La provincia de San Luis ha puesto en marcha la actualización de su Plan Maestro de Minería, una hoja de ruta estratégica diseñada para modernizar el sector con una proyección hacia el año 2031. El objetivo central de esta iniciativa es adaptar la normativa provincial a los estándares internacionales de sostenibilidad y eficiencia, fomentando la exploración de minerales industriales y el potencial de minerales críticos vinculados a la transición energética.
Con este nuevo esquema, el Gobierno de San Luis busca ofrecer un entorno de mayor seguridad jurídica y previsibilidad, simplificando los procesos administrativos y digitalizando el catastro minero para atraer capitales que permitan dar el salto de la extracción básica hacia procesos de mayor valor agregado.
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El fortalecimiento de la minería no metalífera y de rocas de aplicación sigue siendo el pilar de la producción puntana, pero el Plan Maestro 2031 introduce un enfoque renovado en la integración de las pymes locales como proveedoras de insumos para grandes proyectos de infraestructura nacional. Al mejorar la infraestructura de conectividad en los distritos mineros y promover la formación técnica especializada, la provincia se posiciona como un centro logístico y productivo estratégico.
Este enfoque pro-empresa apunta a consolidar una minería socialmente responsable que sea capaz de abastecer la creciente demanda interna de materiales para la construcción y la industria pesada, garantizando que el desarrollo del sector sea económica y ambientalmente sostenible a largo plazo.
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La iniciativa de San Luis es un ejemplo de planificación de largo plazo que trasciende las urgencias de la coyuntura. Mientras el foco suele estar en los minerales “estrella” como el litio o el cobre, San Luis refuerza su base productiva de minerales industriales, esenciales para sostener el crecimiento de la infraestructura energética y vial del país (como los oleoductos y rutas que cubrimos en este portal).
Tener un Plan Maestro actualizado es la herramienta de marketing más potente para atraer inversión privada: el capital no busca solo recursos en el suelo, busca reglas claras y una visión de Estado que lo acompañe por la próxima década.
El proyecto estratégico Vaca Muerta Sur (VMOS) ha alcanzado un hito de ingeniería fundamental con el inicio del cruce del río Negro. Para esta operación, YPF y las contratistas a cargo utilizan la técnica de Perforación Horizontal Dirigida (HDD), una tecnología de alta precisión que permite instalar el ducto por debajo del lecho del río sin afectar el curso de agua ni el entorno ecosistémico.
Este avance es clave para la continuidad del Tramo 1 del oleoducto, que busca conectar el corazón de la cuenca neuquina con el futuro nodo exportador en Punta Colorada, garantizando una vía de evacuación masiva para el crudo no convencional.
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La ejecución de este cruce bajo estándares internacionales de seguridad técnica subraya la prioridad que el sector privado y la provincia de Río Negro otorgan a los plazos de la obra. Con una capacidad proyectada de 390.000 barriles diarios, el VMOS es la pieza de infraestructura que permitirá a la Argentina dar el salto de escala exportadora, aliviando la saturación actual de los sistemas de transporte existentes.
La finalización de esta etapa crítica despeja el camino para los trabajos de tendido en zona de estepa, manteniendo el cronograma de operación previsto para 2026, año en el que se espera que Vaca Muerta consolide su rol como proveedor energético global.
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El uso de tecnología HDD en el río Negro demuestra que la industria petrolera argentina opera al más alto nivel global, equilibrando la urgencia productiva con la excelencia en ingeniería. El VMOS no es solo un caño; es la “autopista” que permitirá que el petróleo del RIGI y el esfuerzo operativo de las compañías locales lleguen efectivamente al puerto. Sin esta obra, el potencial de Vaca Muerta tendría un techo físico insuperable.
Que el proyecto avance a este ritmo es la mejor señal de que el midstream finalmente está alcanzando la velocidad que el upstream demanda.
Aggreko prevé un crecimiento de 11% para 2026 en la región.
Aggreko, compañía especializada en soluciones de energía, anunció una inversión de US$ 216 millones en CAPEX para América Latina en 2026, un aumento del 249% en comparación con 2025, reforzando el compromiso con el crecimiento a largo plazo en la región. Parte de esta inversión está asignada a Argentina para apalancar el crecimiento.
“Tuvimos un excelente desempeño en 2025, con crecimiento en todos nuestros sectores clave: utilities, minería y petróleo y gas. En este contexto, confiamos en Argentina como un mercado estratégico en la región, por su desarrollo y su enorme potencial en los tres pilares de nuestra estrategia”, afirma Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para América Latina.
América Latina permanece como un pilar fundamental de la estrategia global de Aggreko, representando actualmente cerca del 30% del mercado mundial de la empresa. La diversidad geográfica y económica de la región, con mercados fuertes como Argentina, Brasil, Chile, Colombia, México y países de América Central y el Caribe, permite un equilibrio estratégico que mitiga los impactos de las estacionalidades económicas y geopolíticas.
Proyección de crecimiento en la región
Aggreko registró en 2025 un crecimiento del 10% en América Latina respecto de 2024. Para 2026, la compañía proyecta mantener un ritmo de expansión de dos dígitos, con una previsión de crecimiento del 11% en la región
“La magnitud de la región y la complementariedad entre los mercados nos permiten mantener una trayectoria consistente de crecimiento. América Latina seguirá siendo una prioridad estratégica para Aggreko en los próximos cinco años”, destaca Varela.
En 2026, Aggreko continuará ampliando el uso de gas natural, soluciones híbridas y microgrids, para agregar valor a las soluciones de energía térmica tradicional, siempre con foco en tres ejes centrales: eficiencia, seguridad energética y sostenibilidad. La compañía refuerza su papel como consultora estratégica de energía, desarrollando soluciones a medida de acuerdo con las necesidades específicas de cada cliente y operación.
“Nuestro rol va más allá del suministro de energía. Trabajamos codo a codo con los clientes para comprender sus prioridades, ya sea la reducción de costos, la confiabilidad operativa, los plazos o los objetivos ambientales, y diseñar soluciones que integren distintas tecnologías de forma inteligente y eficiente. En el caso argentino, prevemos que en 2026 ganen protagonismo las soluciones híbridas, térmicas y de hidrógeno”, concluyó el ejecutivo.
República Dominicana hoy tendrá la apertura de ofertas técnicas de la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, por la cual se adjudicarán hasta 600 MW de nuevos proyectos de generación + almacenamiento con contratos de largo plazo.
El encuentro tendrá lugar a partir de las 10 hs RD en Santo Domingo, en un escenario que promete alta competitividad tras conocerse que 32 proyectos solares y eólicos se anotaron en la convocatoria, con una potencia total que ronda los 2960 MWp (casi cinco veces más que el cupo disponible) y que introduce presión directa sobre los precios finales que se conocerán en la etapa económica.
De acuerdo con una fuente del sector consultada por Energía Estratégica, los valores esperados para proyectos fotovoltaicos con almacenamiento podrían ubicarse en un rango de 60 a 80 USD/MWh, dependiendo de la estructura financiera, el factor de carga y la configuración del sistema BESS.
Este rango refleja un mercado más maduro que en procesos anteriores y una caída progresiva en costos de tecnología y financiamiento. No obstante, el componente del storage introduce complejidades técnicas que impactan directamente en el CAPEX y en la estructura tarifaria ofertada.
“El sector tiene muy buenas expectativas respecto al impulso que representará esta licitación para la sostenibilidad de los proyectos de ER para la Red», afirmó Rafael Velazco Espaillat, consultor senior, afirmó que
El consultor agregó que participan proyectos con Concesión Definitiva otorgada y otros sujetos a obtenerla antes del cierre del proceso, lo que amplía el universo competitivo.
«Se espera que arrojen más competitividad a los ya existentes en el mercado mayorista de energía”, reconoció el especialista al referirse sobre el componente económico, por lo que la combinación de contratos a largo plazo y presión por sobreoferta podría redefinir referencias de precio en el sistema.
Almacenamiento como condición estructural
Uno de los aspectos centrales del proceso es la integración obligatoria de sistemas BESS, que responde a la necesidad de fortalecer la estabilidad del sistema eléctrico ante una penetración creciente de generación renovable, considerando que República Dominicana ya supera los 2700 MW de capacidad solar y eólica.
Además, la planificación energética prevé acercarse a los 2 GW fotovoltaicos hacia 2027, mientras se acelera la incorporación de 600 MW en almacenamiento, a la par que terminan de pulirse detalles sobre el nuevo marco regulatorio y las reglas específicas para baterías y su participación en el mercado eléctrico.
¿Cómo sigue la licitación? La jornada de hoy no define adjudicaciones, pero marca el inicio formal de la etapa decisiva del proceso, dado que las ofertas económicas semifinalistas se conocerán el 7 de abril. En tanto que la adjudicación se definirá entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con cierre final previsto para el 27 de ese mes.
Y aunque este llamado solo adjudicará una fracción del total ofrecido, la alta participación encendió el debate, a tal punto algunos actores del sector ya recomiendan ampliar el cupo o lanzar una segunda ronda en los próximos meses.
El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina adjudicó 365 MW de prioridad de despacho distribuidos en siete proyectos, en un llamado marcado por limitaciones estructurales de la red eléctrica.
Del total asignado, 24 MW corresponden a MATER pleno y 341 MW fueron otorgados bajo el mecanismo Referencial “A”, esquema que admite hasta un 8% de limitación de generación (curtailment) hasta que se habiliten las obras de infraestructura necesarias.
La distribución tecnológica evidencia un claro predominio solar, dado que se adjudicaron cuatro parques fotovoltaicos que suman 290 MW, mientras que tres proyectos eólicos totalizan 75 MW, todos ellos bajo Referencial “A”.
Los desarrollos comprometieron fecha de entrada en operación comercial para el 13 de enero de 2028, aunque dos iniciativas solares que incluyen infraestructura asociada extenderán su cronograma hasta el 12 de enero de 2031.
Entre las particularidades se destaca que que dos de los proyectos abarcan obras de infraestructura (transporte eléctrico y/o almacenamiento), que le brindarán mayor estabilidad al sistema y por la cual la empresa ganadora tendrá capacidad remanente a futuro.
Entre los proyectos más relevantes se encuentra PS Sol del Valle, que recibió 180 MW en este llamado (adicionales a 120 MW previamente asignados) y que contempla la compensación Shunt Malvinas 132 kV, el reemplazo del capacitor serie en la Estación Transformadora Recreo y la ampliación de la transformación en la Estación Transformadora La Rioja Sur 132/500 kV.
Otro caso destacado es PS Tocota III, que obtuvo 46 MW (31 MW según Anexo 3.1 y 15 MW según Anexo 3.2). El proyecto incluye la adecuación de la Estación Transformadora Bauchaceta, la normalización de la línea de alta tensión Calingasta–Rodeo y la incorporación de un sistema BESS (Battery Energy Storage System).
¿Cómo se reparte la capacidad asignada por corredor?
Noroeste Argentino: 180 MW en calidad de REF A
PBA Centro-Sur: 55 MW en 2 proyectos eólicos
Cuyo: 46 MW en 1 sólo proyecto
NEA: 40 MW solares de un parque
GBA: 24 MW de una central fotovoltaica
Costa Atlántica: 20 MW de un eólico
El resultado del reciente llamado del MATER consolida a Genneia como la gran ganadora de esta convocatoria, ya que se adjudicó con prioridad de despacho un parque eólico de 20 MW y los dos plantas fotovoltaicas con obras asociadas que totalizan 226 MW; proyectos que continúan el objetivo de la compañía de alcanzar los 2 GW verdes instalados en el corto plazo.
Un mercado condicionado por la infraestructura disponible
El volumen adjudicado refleja un escenario técnico restrictivo. Según el Anexo III publicado por CAMMESA, apenas 50 MW contaban con disponibilidad plena para inyectar sin restricciones, ubicados exclusivamente en el corredor Misiones – NEA – Litoral.
El resto de la capacidad solicitada estaba sujeta al esquema Referencial “A”, mecanismo que permite avanzar con nuevos desarrollos aunque bajo condiciones operativas limitadas.
La comparación con convocatorias anteriores, donde se observaron mayores volúmenes adjudicados, encuentra explicación directa en las limitaciones del sistema de transporte eléctrico. El cuello de botella ya no se ubica en la disponibilidad de proyectos ni en el interés del mercado corporativo, sino en la infraestructura de evacuación.
El historial acumulado del MATER confirma esta tendencia de un mercado dinámico pero crecientemente condicionado por la expansión y modernización de la red.
¿Por qué? Actualmente existen 1495 MW de potencia plena y 359 MW de potencia Referencial “A” habilitados comercialmente, mientras que los proyectos no habilitados comercialmente alcanzan 1140 MW de potencia plena y 1530 MW de potencia Referencial “A”.
A ello se suman los proyectos bajo la Resolución SE 360/23 (Anexo 2), que totalizan 946,6 MW de potencia plena y 2445,9 MW de potencia Referencial “A”, según información de CAMMESA.
Bolivia comienza a consolidarse como un mercado atractivo para la inversión en energías renovables, con una capacidad instalada que ya supera los 1100 MW y proyecciones que podrían llevar al país a casi 2000 MW hacia finales de 2026.
“Hay interés en el mercado boliviano, hay expectativa. Hoy en día existen iniciativas de proyectos de utility scale que a corto plazo comenzarán a dar fruto”, aseguró Cristhian Romero, business development manager LATAM de Gonvarri Solar Steel.
“Son desarrollos que vienen de años atrás y que, dada la necesidad energética de Bolivia, se verán a corto plazo y es interesante las oportunidades del país”, agregó durante un streaming llevado a cabo en conjunto entre Energía Estratégica y Gonvarri Solar Steel.
El atractivo no es casual, dado que según fuentes del sector, al cierre de 2025 la capacidad renovable instalada superaba 1 GW; mientras que el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional (lanzado a mediados de 2024), prevé la incorporación de 4670 MW renovables hacia 2050, con el objetivo de alcanzar al menos 75% de participación ERNC para ampliar la cobertura eléctrica, repartidos de la siguiente manera.
2755 MW hidroeléctricos
1726 MW solares
1027 MW eólicos
100 MW geotérmicos
200 MW en biomasa
2468 MW termoeléctricos
En este marco, el Gobierno ha anunciado una nueva Ley de Electricidad, enfocada en la modernización regulatoria, la promoción de la generación distribuida y el autoconsumo, la integración eficiente de energías variables y la expansión de las redes de transmisión para fortalecer la confiabilidad del sistema interconectado.
A ello se debe añadir que ayer, 19 de febrero, el Poder Ejecutivo lanzó el Decreto Supremo N° 5549, que amplía la generación distribuida hasta 6 MW e incorpora proyectos de mediana escala en la ecuación, habilitando su conexión a redes bajo autorización del Ente Regulador.
Tal es así que, durante el streaming, Romero contextualizó este tipo de señales y cómo se enmarca el modelo boliviano dentro de una lógica de planificación ordenada: “Bolivia es muy similar a Ecuador, es un mercado en el cual a nivel energético se maneja de forma estatal”.
Perú y Argentina consolidan la estrategia regional de Gonvarri
Mientras Bolivia entra en el radar inversor, Gonvarri Solar Steel también consolida su posicionamiento en mercados vecinos con más participación en proyectos solares, a tal punto que tras lograr más de 30 GW en trackers entregados a nivel global (8 GW corresponden a LATAM), la compañía apunta a su trayectoria para establecer más relaciones sólidas con empresas del mercado.
La firma tiene en la mira a los EPCs, utilities e inversores más relevantes del país. El objetivo es iniciar vínculos desde etapas tempranas, permitiendo una mayor cercanía con los proyectos en todo momento.
El modelo de Gonvarri Solar Steel busca no solo vender productos, sino establecer relaciones de confianza a largo plazo; visión que se ve respaldada por la solidez financiera del grupo Gonvarri Industires, con casi 70 años de trayectoria en la industria del acero y más de 20 en el ámbito fotovoltaico.
Ese mismo enfoque de crecimiento le ha permitido consolidarse en mercados como Chile y Perú. En el primero de ellos ya superó el hito de 1 GW de trackers entregados; mientras que en Perú, dónde ya han suministrado grandes proyectos desde 2012, actualmente suministran los seguidores solares para los proyectos fotovoltaicos más grandes del país, de 480 MW y 350 MW de potencia.
“El año pasado se comenzó la construcción de aproximadamente 700 MW en Perú y este año se espera que comience la construcción de otros 700 MW más; y posiblemente sea recurrente en uno o dos años más, hecho que puede verse incrementado por las nuevas regulaciones, generando oportunidades de contratación directa”, manifestó Cristhian Romero.
En paralelo, la firma mantiene presencia en Argentina, donde el mercado eléctrico atraviesa una etapa de redefinición contractual y búsqueda de nuevos esquemas que permitan sostener la expansión verde.
“Vimos un crecimiento sostenido durante el último tiempo, pero hoy en día vemos un potencial de hacer que los proyectos utility scale dinamicen el mercado. Y generalmente, cuando se dan este tipo de cambios normativos en el sector eléctrico, los principales proyectos de generación que se involucran son solares, por el CAPEX, la posibilidad de construcción y permisos”, agregó.
En un mercado renovable cada vez más competitivo, Verbund Green Power Iberia acelera su expansión con el objetivo de construir y conectar 1500 MW solares hasta 2028.
Así lo aseguró José Benito García Rodríguez, director de Operaciones, durante su intervención en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, donde destacó también que la hoja de ruta se apoya en eficiencia estructural e integra despliegue fotovoltaico, hibridación, desarrollo de bombeo y una estrategia comercial sofisticada.
«Vemos a la hibridación como un vector de crecimiento donde hay posibilidades. Tenemos un portfolio eólico que está en operación y lo estamos hibridando con plantas fotovoltaicas, es decir, estamos construyendo un parque solar que comparte el punto de conexión con la eólica. Tendrá una rentabilidad adecuada ya que no se posee un coste tan elevado en la infraestructura de conexión y, por otro lado, hay inercia”, explicó García Rodríguez.
“El almacenamiento va a ser otro vector importante de crecimiento y en ese sentido estamos trabajando para incorporar baterías, sistemas de almacenamiento en todas las plantas que tenemos tanto en operación como en desarrollo”, aseguró el ejecutivo.
“En el entorno en el que estamos, en el que vemos unos precios del pool muy bajos en determinadas horas del día y que solamente tienen valores elevados en unas franjas muy reducidas, y teniendo en cuenta que nuestro porfolio ahora mismo es en gran medida un porfolio fotovoltaico, que en las horas en las que producimos es cuando menos valor capturamos del mercado, pues claramente el ir a temas de almacenamiento nos parece interesante”, agregó.
Cabe recordar que la compañía opera 750 MW en España, distribuidos aproximadamente mitad eólica y mitad solar. El portfolio fue construido en los últimos cuatro o cinco años tras la entrada del grupo austríaco en el mercado ibérico.
En esa línea, VERBUND desarrolla en España dos centrales de bombeo que suman alrededor de 800 MW, trasladando su experiencia histórica en hidráulica al sistema ibérico. Son proyectos de maduración más extensa, pero estratégicos en un contexto de creciente distorsión horaria de precios.
Rentabilidad de punta a punta: del CAPEX al trading
La competitividad, para García Rodríguez, no se define solo en el mercado, sino en todo el ciclo del activo. Las compañías que controlan desarrollo, construcción, operación y comercialización están mejor posicionadas para sostener márgenes.
“El driver fundamental de la rentabilidad es el CAPEX, es el coste de la inversión”, afirmó. Ese componente se decide al inicio y “ya no lo puedes volver a tocar en toda la vida del proyecto”. Desde la elección del terreno hasta la cercanía al punto de conexión, cada variable impacta directamente en el coste del EPC y en la estructura financiera futura.
“Un proyecto de buena calidad no solo va a generar más energía, sino que durante toda la fase en la que lo vas a explotar va a ser mucho más sencillo y va a tener más disponibilidad”, sostuvo.
Y en la etapa de operación, la compañía gestiona directamente sus activos, apoyándose en centros de control y tecnologías de monitoreo para detectar desviaciones y maximizar desempeño.
«Tenemos un departamento de Energy Trading que trata un poco de extraer ese último euro en toda la producción de energía”, explicó el especialista.
La estrategia combina acuerdos PPA que aseguran flujos estables con participación activa en mercados de regulación. En ese sentido, trabajan en habilitar tecnológicamente las plantas para prestar servicios de ajuste.
Sin embargo, el desafío inmediato no es técnico ni financiero, sino administrativo. Parte de los proyectos están sujetos a hitos regulatorios exigentes.
El mensaje final del Director de Operaciones de Verbund fue claro: “ Tenemos proyectos que están sujetos a todo este tema de los hitos… y te juegas el proyecto si no llegas. Lo más importante sería que la Administración nos hiciera la vida un poco más fácil y que nos deje terminar los proyectos”.
México redefine el marco de implementación para los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (BESS) con la publicación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General sobre la Manifestación de Impacto Social del Sector Energético (MISSE 2026)
A partir de este nuevo instrumento normativo, el almacenamiento queda expresamente reconocido como actividad sujeta a Manifestación de Impacto Social (MIS), eliminando cualquier interpretación previa que pudiera considerar a las baterías como infraestructura secundaria.
La norma introduce un elemento central: la clasificación de proyectos según capacidad en MWh bajo los Formatos A, B y C. Aquellos sistemas superiores a 250 MWh quedan sujetos al nivel máximo de exigencia regulatoria, equiparándose en carga social y documental con centrales de generación de gran escala. Este punto modifica de manera directa la planificación de proyectos utility-scale.
La autorización definitiva de impacto social se convierte en condición previa para iniciar infraestructura. En un mercado donde el almacenamiento es estratégico por su capacidad de desplegarse con rapidez para resolver congestión o fortalecer la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, la variable social pasa a incidir en los cronogramas técnicos y financieros.
Además, la regulación formaliza la obligación de presentar un Plan de Gestión Social con estimación anual de inversión, beneficios sociales compartidos e indicadores de seguimiento verificables. Este requisito introduce una dimensión estructural dentro del modelo económico del proyecto, afectando tanto el CAPEX como el OPEX. El componente social deja de ser accesorio y se integra en la arquitectura financiera desde la fase de ingeniería.
La selección del sitio adquiere también una nueva complejidad. En territorios con presencia indígena o comunidades afromexicanas puede activarse la Consulta Previa, con posibilidad de condicionantes o escenarios de negativa. Esto transforma la localización del proyecto en una decisión estratégica de gobernanza territorial y gestión de riesgo regulatorio.
A ello se suman causales explícitas de suspensión y revocación ante incumplimientos. En el caso de BESS estratégicos para estabilidad de frecuencia o respaldo de red, una interrupción podría tener implicaciones sistémicas, elevando la sensibilidad operativa del almacenamiento dentro de la matriz eléctrica.
Este anuncio ocurre en un contexto de expansión del sector. En el país se han adjudicado 1.2 GW en sistemas de baterías asociados a 3.3 GW renovables, consolidando al almacenamiento como infraestructura clave para la integración de generación variable. En paralelo, la Comisión Federal de Electricidad anunció un plan cercano a 29.000 millones de dólares, que contempla más de 1.500 MW entre renovables y almacenamiento, reforzando el rol estratégico del storage en la confiabilidad del sistema.
Cabe recordar que, con la publicación del Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PLADESE) 2025-2039, el Gobierno establece una hoja de ruta que prevé la incorporación de 24.954 MW de nueva capacidad limpia hacia el final de la década. De ese total, 19.954 MW corresponderán a generación renovable y 5000 MW a sistemas de almacenamiento de energía (SAE).
A nivel económico, referentes del sector señalan que el costo nivelado del almacenamiento (LCOE) en México ronda los 120 dólares por MWh, dependiendo de la duración, configuración y servicios que preste el sistema. Esta referencia de costos refuerza la necesidad de contar con mecanismos de ingresos estables y reglas de mercado armonizadas que permitan capturar el valor completo de los servicios que un BESS puede aportar al sistema eléctrico, desde respaldo y potencia hasta servicios conexos.
En este escenario, la MISSE 2026 redefine las condiciones de desarrollo del almacenamiento en México. La viabilidad de los proyectos ya no dependerá únicamente de su eficiencia tecnológica o competitividad económica, sino de su capacidad para integrar gobernanza social, estructuración financiera y cumplimiento regulatorio desde la etapa de diseño.
La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) y la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) se posicionaron sobre los nuevos precios máximos de la Subasta de Reserva de Capacidad (LRCAP) 2026, prevista para marzo, y aseguran que dichos valores podrían aumentar la competitividad de la baterías.
Según un nuevo documento del MME divulgado el viernes pasado (13), los precios techo iniciales establecidos fueron redefinidos en R$ 1,4 millón por MW-año para proyectos hidroeléctricos. R$ 2,52 millones por MW-año para la contratación de centrales térmicas existentes; y R$ 2,9 millones por MW-año para nuevos proyectos gasíferos.
Y de acuerdo a la evaluación de las entidades, la actualización refuerza el reconocimiento de los costos reales de los servicios de capacidad e incrementa la importancia de los sistemas BESS, a tal punto que podrían generar un ahorro superior a R$ 3 mil millones al año en la LRCAP.
ABSAE destaca que, según un estudio realizado por Aurora Research (agosto de 2025), los sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías (BESS) pueden operar con ingresos fijos del orden de R$ 1,25 millones/MW.año , siempre que existan condiciones contractuales y regulatorias adecuadas, como un plazo de 15 años, acceso al REIDI (Régimen Especial para el Desarrollo de Infraestructura) y la ausencia de una doble incidencia en el costo del uso de la red.
Este valor de R$ 1,25 millones/MW.año ya sería un 25% inferior al precio límite propuesto originalmente por el MME (Ministerio de Minas y Energía) para la contratación de nuevas centrales termoeléctricas.
Con los nuevos precios máximos, la ABSAE estima que la contratación de 2GW de BESS, como lo sugiere el MME, podría representar un ahorro anual de R$ 3,2 mil millones en cargos , un valor mayor que el presupuesto del programa «Luz para Todos» para este año (R$ 2,6 mil millones).
Además, mientras que las centrales térmicas generan costos adicionales con cada despacho, el BESS no tiene este costo. Además, permite el aprovechamiento de energía renovable sobrante, reduciendo la restricción que superó el 20% el año pasado.
Para las asociaciones, los nuevos valores representan una actualización relevante de los parámetros económicos aplicables a las diferentes tecnologías calificadas en el proceso de licitación.
«Los parámetros publicados son compatibles con la prestación equivalente y complementaria del mismo servicio de capacidad mediante soluciones de almacenamiento, siempre que se impongan condiciones de contratación iguales entre las diferentes tecnologías», subraya el comunicado conjunto.
Según las entidades, los valores fijos de ingresos estipulados también podrían ser adecuados para los sistemas de almacenamiento de energía, siempre que se preserven las mismas condiciones de contratación, como plazos, acceso al REIDI (Régimen Especial de Incentivo para el Desarrollo de Infraestructura), emisión de debentures incentivados y costos de uso del sistema de transmisión.
“Además, en la LRCAP, las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas también reciben una participación variable por la energía utilizada cada vez que se activan, lo que conforma la estructura económica de estas tecnologías y grava aún más al consumidor, mientras que el almacenamiento tendrá un ingreso variable cero y los ingresos por arbitraje de precios de la energía se revertirán a favor de los usuarios”, enfatizan las entidades.
Según ABSOLAR y ABSAE, los análisis disponibles indican que la contratación de sistemas de almacenamiento en baterías es esencial para reducir costes y proteger a los consumidores, sin comprometer la eficiencia económica del sistema eléctrico.
En la declaración conjunta, las asociaciones también destacan que la seguridad energética y las tarifas asequibles deben ser tratadas como objetivos complementarios, y que el país ya cuenta con tecnologías maduras capaces de aumentar la confiabilidad del sistema con una rápida implementación y costos competitivos.
“Adicionalmente, el almacenamiento de energía en baterías es una solución consolidada y probada globalmente para satisfacer la demanda máxima de energía, trabajando de manera integrada con fuentes convencionales y renovables, optimizando el uso de energía renovable y agregando seguridad y flexibilidad a la operación del sistema interconectado nacional”, destaca el comunicado conjunto.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 02/03/2026 al 15/03/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 47 ofertas por un volumen total de 35,3 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,20 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 2,87 por MBTU del gas puesto en Provincia de Buenos Aires.
Los precios del gas en el PIST fueron desde U$S 1,36 hasta U$S 2,52 por MBTU, y los precios en PBA fueron desde U$S 1,83 hasta U$S 3,43 por MBTU.
Desde Neuquén se realizaron 16 ofertas por un total de 14,4 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego 10 ofertas por 8,2 MMm3/día. Desde Santa Cruz se realizaron 8 ofertas por 3,8 MMm3/día. Desde Chubut se realizaron 6 ofertas por 5,1 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas por 3,8 MMm3/día.
Estudios recientes señalan que las soluciones de IA y mantenimiento predictivo pueden reducir paradas no planificadas entre un 30% y 50%, al tiempo que extienden la vida útil de los equipos entre un 20% y 40%
En los últimos años, la industria energética global ha incrementado la adopción de Inteligencia Artificial (IA) y aprendizaje automático para optimizar operaciones, desde la producción hasta la refinación. La tendencia es especialmente clara en sectores como el petróleo y gas, donde el volumen de datos generados por sensores, pozos y plataformas de producción se ha convertido en una mina de valor si se procesa con modelos inteligentes.
La integración de IA en procesos operativos ha demostrado impactos cuantificables. Estudios recientes señalan que las soluciones de IA y mantenimiento predictivo pueden reducir paradas no planificadas entre un 30% y 50%, al tiempo que extienden la vida útil de los equipos entre un 20% y 40%. Estos beneficios tienen consecuencias directas en una cuenca como Vaca Muerta, donde retrasos en producción o fallas mecánicas imprevistas pueden traducirse en costos significativos.
La tendencia es especialmente clara en sectores como el petróleo y gas, donde el volumen de datos generados por sensores, pozos y plataformas de producción se ha convertido en una mina de valor si se procesa con modelos inteligentes
Integración de la Inteligencia Artificial
El proceso de integración de IA requiere una base de datos consistente, procesable y accesible, algo que la infraestructura cloud permite con mayor facilidad que los entornos on-premise tradicionales. A través de plataformas como AWS, los operadores pueden aprovechar servicios de machine learning para entrenar, probar y desplegar modelos que interpretan cientos de variables operativas en tiempo real. Este cambio ya no solo mejora la eficiencia, sino que redefine la manera en que se toman decisiones.
En Vaca Muerta, la irrupción de la IA no es solo un tema de eficiencia interna: es una condición para mantener competitividad en un mercado global exigente. La consultora especializada Teracloud trabaja con empresas del sector para integrar modelos de IA en conjunto con arquitecturas cloud diseñadas para manejar grandes volúmenes de datos. Su enfoque combina la ingeniería de datos con el entrenamiento de modelos, permitiendo que los equipos de campo y los centros de control accedan a predicciones operativas con simples interfaces visuales.
Optimización de producción en Vaca Muerta
Una de las áreas donde se perciben las mejoras más rápidas es la optimización de producción. Algoritmos que analizan datos históricos y flujos en tiempo real pueden sugerir ajustes a parámetros operativos que maximicen output sin incrementar costos. Estos modelos se entrenan sobre series temporales que antes quedaban aisladas en sistemas operativos, pero que ahora se consolidan en lagos de datos accesibles desde cualquier lugar.
La adopción de IA también impacta en el segmento mid-stream y transporte de hidrocarburos. Los modelos de machine learning aplicados a datos de presión y caudal contribuyen a la detección temprana de fugas o variaciones atípicas en ductos, lo que mejora la seguridad operativa y reduce riesgos ambientales. Esta capacidad predictiva no solo evita incidentes, sino que contribuye a la planificación de mantenimientos en ventanas óptimas que no interrumpen la producción.
Beneficios de la IA
Más allá de estos beneficios técnicos, la nube y la IA tienen impactos sobre la cadena de valor completa. Según análisis del mercado global de aplicaciones en la nube para petróleo y gas, se espera que este mercado crezca de US$ 6,08 mil millones en 2025 a casi US$ 16 mil millones para 2034, impulsado por la integración de aplicaciones que abarcan desde exploración hasta downstream. Esto evidencia que las inversiones en tecnologías digitales serán una parte creciente de la industria.
El uso conjunto de la nube y la IA también permite mejorar la colaboración entre equipos. En operaciones que pueden abarcar cientos de kilómetros, como ocurre en Vaca Muerta, la capacidad de compartir dashboards en tiempo real, cruzar datos históricos y ejecutar simulaciones desde distintas ubicaciones representa una ventaja estratégica. Esta conectividad no solo aumenta la eficiencia, sino que acelera la respuesta ante eventos inesperados.
Transición hacia la Inteligencia Artificial
La transición hacia IA tampoco está exenta de desafíos. La industria requiere perfiles técnicos capaces de interpretar modelos y traducir insights en decisiones operativas. Para compañías medianas, este gap se convierte en un obstáculo crítico si no se acompaña de estrategias de aprendizaje y capacitación. Consultores indican que el valor no está únicamente en los modelos, sino en cómo estos se integran en los flujos de trabajo diarios, permitiendo que los equipos no solo reciban alertas, sino que comprendan sus implicaciones y actúen sobre ellas.
La IA en la nube, habilitada por plataformas como AWS y apoyada por consultores expertos como Teracloud, permite una escalabilidad que antes era inaccesible. Al reducir costos asociados a infraestructura física y permitir ciclos de entrenamiento más rápidos, las empresas pueden experimentar, validar y escalar casos de uso con mayor rapidez. Este enfoque experimental acelerado es clave para mantenerse competitivo.
En resumen, la inteligencia artificial ya no es una tendencia emergente en el sector energético. Su adopción está impulsando mejoras reales en eficiencia operativa, predicción y reducción de riesgos. En economías basadas en recursos como la argentina, donde la productividad en Oil & Gas representa una parte significativa del contexto económico, integrar IA en la operación es tanto una decisión estratégica como una necesidad imperativa para avanzar hacia el futuro.
La hoja de ruta para este primer trimestre se basa en los consensos alcanzados durante la última Reunión Anual en Lima
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) ha comenzado formalmente el ejercicio de la Coordinación Regional del Foro Latinoamericano de Cooperación Regulatoria (LARCF). Esta responsabilidad, asumida para el período 2026-2027, posiciona a la Argentina como actor central en la convergencia de marcos legales y la reducción de barreras técnicas al comercio en América Latina.
La hoja de ruta para este primer trimestre se basa en los consensos alcanzados durante la última Reunión Anual en Lima, donde participaron más de 120 referentes de la industria, representantes de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos), el PNUMA (Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente) y autoridades reguladoras de 15 países.
Bajo la dirección de la CIQyP®, la agenda 2026 priorizará:
Ejecución del SGA/GHS: Seguimiento técnico e implementación del Sistema Globalmente Armonizado de Clasificación y Etiquetado de Productos Químicos en los países de la región, armonizando las diferencias regulatorias que dificulten el comercio seguro de productos químicos.
Gobernanza de Sustancias: Impulso a la creación de Inventarios Nacionales de Sustancias Químicas Industriales, adaptados a la realidad productiva de cada país.
Facilitar el diálogo entre industria y gobiernos, fomentando la transparencia y la confianza mutua.
Sostenibilidad: Promover las «Buenas Prácticas Regulatorias» (BPR) alineadas con el Marco Mundial sobre Productos Químicos (GFC).
Fortalecimiento de capacidades técnicas en la región, apoyando la implementación de sistemas regulatorios modernos.
«Asumir esta coordinación representa un reconocimiento a la trayectoria de la industria argentina y un compromiso directo con la mejora de la competitividad regional», destacó el Ing. Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP® y responsable del PCRMA®. «Nuestro objetivo para este 2026 es consolidar una plataforma de diálogo técnico-gubernamental que permita a nuestras empresas operar bajo estándares internacionales mediante la construcción de marcos regulatorios modernos y sostenibles en América Latina, potenciando la capacidad de respuesta frente a los desafíos globales de sostenibilidad».
Impacto local y regional
La gestión de la CIQyP® al frente del LARCF no solo refuerza la visibilidad institucional, sino que impacta directamente en la gestión integral de sustancias químicas en Argentina. Al liderar estos procesos, se garantiza que la voz del sector privado nacional sea escuchada en el diseño de las normativas que regirán el mercado regional en los próximos años.
Fecene respaldó la decisión del gobierno nacional.
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE) aseguró que la decisión oficial de extender el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a la producción incremental de gas y petróleo “constituye un paso relevante para consolidar el desarrollo de Vaca Muerta como motor estratégico de crecimiento provincial y nacional”.
Desde FECENE, entidad que representa a más de 550 empresas neuquinas proveedoras de la industria energética, destacaron la decisión del gobierno nacional y las gestiones realizadas por el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, para que la medida se efectivizara.
“Creemos firmemente que la consolidación de un marco de incentivos adecuado permitirá potenciar la producción incremental, incrementar el ingreso de divisas y fortalecer el entramado productivo regional”, aseguró la entidad a través de un comunicado.
“Desde nuestra Federación reafirmamos el compromiso de trabajar de manera articulada con el Gobierno Provincial, el Gobierno Nacional, operadoras y todos los actores del sector, para que el crecimiento de la industria hidrocarburífera se traduzca en desarrollo sostenible e integración local”, concluyeron.
El decreto 105/26 publicado este jueves en el Boletín Oficial aclara que el beneficio alcanzará “a aquellos Proyectos Únicos que ocurran en áreas hidrocarburíferas que, al momento de la sanción de la Ley de Bases 27.742 no tuvieran un nivel de desarrollo significativo del área y que al momento de presentación de la correspondiente Solicitud de adhesión al RIGI no cuenten con inversiones en actividad de explotación o producción”. De este modo, se busca limitar la ayuda oficial a los nuevos desarrollos de upstream orientados a la exportación.
De hecho, en los considerandos de la norma dice que con el fin de fortalecer la aplicación del requisito de no distorsión del mercado local “corresponde adecuar la reglamentación vigente para circunscribir la presunción allí contemplada a supuestos que acrediten un perfil efectivamente exportador, asegurando que a los proyectos que no reúnan tales condiciones no les sea aplicable dicha presunción”.
El programa de exploración de Cerro Bayo prevé 22 perforaciones diamantinas que totalizarán 1.500 metros.
La minera canadiense Daura Gold comenzó la perforación diamantina del proyecto de oro y plata Cerro Bayo, ubicado en la provincia de Santa Cruz. La compañía lleva adelante el proyecto junto con Latin Metals, otra minera canadiense.
El proyecto Cerro Bayo se encuentra en el Macizo del Deseado, el principal distrito de oro y plata de la Argentina. Santa Cruz es la provincia que más minerales exporta en el país, principalmente de oro. En 2025 alcanzó los US$ 2.383 millones exportados en el sector minero, un 39% del total del país.
Santa Cruz tiene en la actualidad siete proyectos de oro y plataenproducción (Cerro Negro, Cerro Vanguardia, Unidad Minera San José, Cap-Oeste, Don Nicolás y Las Calandrias) y 36 proyectos de oro y plata en exploración y otros tres de uranio y lignito.
Según el acuerdo al que llegaron en 2025 ambas compañías canadienses, Daura Gold podrá adquirir hasta el 80% del proyecto Cerro Bayo mediante pagos en efectivo futuros y el financiamiento de la campaña de perforación.
Programa de perforación exploratoria
El programa de Cerro Bayo prevé 22 perforaciones diamantinas que totalizarán 1.500 metros, diseñadas para probar un total de 15 objetivos de exploración prioritarios. “El objetivo del programa es confirmar la presencia, continuidad y orientación de estructuras mineralizadas en profundidad, mientras se avanza en múltiples áreas objetivo hacia posibles perforaciones de seguimiento”, explicó la minera Daura en un comunicado.
La minera canadiense Daura Gold cotiza en la bolsa TSX Venture Exchange de Canadá y, además de Cerro Bayo, cuenta con proyectos mineros en etapa de exploración en región Ancash en Perú, donde posee más de 15.900 hectáreas de concesiones.
Mineras canadienses
Keith Henderson, presidente y director ejecutivo de Latin Metals, indicó que “el inicio de la perforación en Cerro Bayo marca un hito importante para nosotros y demuestra la ejecución continua de nuestro modelo de generación de prospectos. Con la perforación ya en marcha y financiada en su totalidad por nuestro socio, los accionistas obtienen exposición al potencial de descubrimiento sin dilución”.
Por su parte, Mark Sumner, director ejecutivo de Daura Gold, señaló que «el inicio de la perforación en Cerro Bayo es un hito clave para la compañía y marca la primera prueba de perforación sistemática de este proyecto altamente prospectivo. Con 15 objetivos bien definidos, respaldados por geoquímica y geofísica, este programa de perforación nos brinda múltiples oportunidades de descubrimiento y representa un paso importante para liberar el potencial del proyecto».
El ministro de Economía, Luis Caputo junto al presidente Javier Milei.
El gobierno oficializó este miércoles la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones de las actividades del upstream de hidrocarburos. En la discusión de la ley original se había descartado esa posibilidad y también se dejó de lado cuando se avanzó con la reglamentación. “El upstream de petróleo no lo necesita y la industria lo sabe”, había señalado a EconoJournal en julio de 2024 una fuente oficial. Lo cual fue ratificado por diversos funcionarios ante representantes la industria. ¿Qué cambió desde entonces?
La incorporación del upstream de petróleo y gas
El argumento inicial que había llevado al rechazo de esa posibilidad era que no correspondía incluir dentro del RIGI la perforación de pozos porque si una empresa ya había deriskeado un yacimiento, avanzado con la performación y tenía buenos niveles de actividad era porque ya había logrado despejar la ecuación económica de su negocio, por lo que no precisaba de incentivos adicionales para seguir perforando pozos de shale oil.
Lo que se sostiene ahora, en cambio, es que la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro serán incluidos en el régimen, que otorga beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios, a fin de evitar “fragmentaciones artificiales de grandes proyectos que cuentan con actividades que en la práctica resultan técnicamente integradas, como sucede en el sector de petróleo y gas”.
Los grandes proyectos a los que hace referencia el gobierno en ese textual son los destinados a la exportación de petróleo y gas, donde se incluye la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y de los gasoductos dedicados para exportar GNL. Cada uno de esos proyectos demandará inversiones millonarias y requerirá también desarrollos adicionales en Vaca Muerta para garantizar un volumen adicional de petróleo y gas.
Es por eso que ahora se decidió incluir entre las actividades beneficiadas por el RIGI la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro.
A qué desarrollos beneficia el cambio
El decreto 105/26 publicado este jueves en el Boletín Oficial aclara que el beneficio alcanzará “a aquellos Proyectos Únicos que ocurran en áreas hidrocarburíferas que, al momento de la sanción de la Ley de Bases 27.742 no tuvieran un nivel de desarrollo significativo del área y que al momento de presentación de la correspondiente Solicitud de adhesión al RIGI no cuenten con inversiones en actividad de explotación o producción”. De este modo, se busca limitar el beneficio a los nuevos desarrollos de upstream orientados a la exportación.
De hecho, en los considerandos de la norma dice que con el fin de fortalecer la aplicación del requisito de no distorsión del mercado local “corresponde adecuar la reglamentación vigente para circunscribir la presunción allí contemplada a supuestos que acrediten un perfil efectivamente exportador, asegurando que a los proyectos que no reúnan tales condiciones no les sea aplicable dicha presunción”.
La norma aclara también en su artículo 2, que sustituye el inciso a) y los apartados (v) y (viii) del inciso n) del artículo 3° del Anexo I incluido en el decreto 749, que “en los casos en que coexistieran en una misma área hidrocarburífera actividades no sometidas al presente régimen, deberá asegurarse su segregación y trazabilidad mediante un sistema de medición separada, y el VPU (Vehículos de Proyecto Único) deberá ser titular exclusivamente de los activos, derechos y operaciones afectados al desarrollo del Proyecto Único promovido”.
¿Cómo se garantiza esa segregación y trazabilidad? La separación física mediante la instalación de sistemas de medición independientes (bocas de pozo, baterías, plantas, puntos de despacho) que permitan identificar volúmenes producidos por el proyecto RIGI y diferenciarlos de los no RIGI. La segregación patrimonial y societaria con el requerimiento de que el VPU sea titular exclusivo de los activos, derechos y contratos del Proyecto Único. No puede mezclar concesiones, instalaciones ni flujos con otras actividades del grupo. Por último, la contabilidad y trazabilidad diferenciada requerirá llevar una registración contable separada y mecanismos auditables que permitan vincular inversiones, costos, producción y exportaciones únicamente al proyecto promovido.
En los considerandos del decreto dice también que “corresponde fijar para dichos proyectos un monto mínimo de inversión en activos computables de US$ 600.000.000, “asemejándolo al monto mínimo de inversión en activos computables requerido para proyectos de explotación y producción de gas destinado a la exportación”.
Extensión del RIGI por un año
Con el objetivo de captar inversiones, el decreto 105/26 extiende también por un año el plazo de adhesión previsto para adherir al RIGI.
La ley 27.742 previa originalmente un plazo de dos años, contados a partir de su entrada en vigencia, esto es, el 8 de julio de 2024, y la posibilidad de prorrogar dicho plazo por única vez por un período adicional de hasta un año.
La continuidad del proceso de atracción de grandes inversiones de largo plazo “exige la extensión del plazo de adhesión, con el fin de permitir la estructuración, evaluación y decisión de proyectos de inversión de gran escala cuya maduración excede el plazo originalmente previsto”, dice la norma en sus considerandos.
De ese modo, la posibilidad de adhesión suma un año más que comenzará a correr a partir del 8 de julio de 2026.
Giro de utilidades y aportes de capital
En materia de giro de utilidades, la modificación reglamentaria aclara que la alícuota diferencial prevista por la Ley 27.742 —una retención reducida del 3,5% sobre dividendos distribuidos a beneficiarios del exterior, en lugar del 7% general— también se aplicará cuando los dividendos del Vehículo de Proyecto Único (VPU) no se remitan directamente desde la sucursal dedicada al proyecto, sino a través de la sociedad matriz u otra estructura societaria preexistente.
A la vez, se precisa que los aportes de capital o financiamientos provenientes del exterior podrán canalizarse por medio de socios, matrices, sucursales o uniones transitorias y computarse como vinculados al Proyecto Único, aun cuando no los liquide directamente el VPU, siempre que estén afectados en forma directa y exclusiva al desarrollo promovido, debidamente registrados y sujetos a mecanismos de trazabilidad.
Para evitar que un grupo económico utilice este esquema para girar utilidades de otros negocios bajo el paraguas del RIGI, la norma establece tres resguardos centrales: afectación exclusiva de los fondos al Proyecto Único, registración y trazabilidad obligatoria de las divisas y determinación impositiva separada mediante contabilidad segregada del VPU. En términos formales, el régimen no habilita la mezcla de resultados del grupo, aunque su eficacia dependerá, en última instancia, de la calidad de los controles administrativos y fiscales.
Gracias a Manantiales Behr, Pecom alcanzará una producción de 35.000 barriles diarios de petróleo (bdp).
Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, alcanzará una producción de 35.000 barriles diarios de petróleo (bdp) gracias a la adquisición del área convencional Manantiales Behr y se consolida como uno de los principales productores de crudo pesado del país.
La histórica petrolera se acaba de quedar con Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, que es el segundo yacimiento convencional más grande del país con una producción diaria de 25.000 bdp. La operación alcanza también la concesión de transporte sobre los oleoductos El Trébol – Caleta Córdova; Km. 9 – Caleta Córdova; y Manantiales Behr – Cañadón Perdido.
El desembarco de Pecom en Manantiales Behr se concreta luego de que fracasó la operación de compra por parte de Rovella Capital, fundada por Mario Rovella, que no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido. La petrolera de Pérez Companc había presentado la segunda mejor oferta.
“Esta adquisición representa un paso estratégico clave para Pecom, que retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria”, subrayó la compañía en un comunicado.
“En este tiempo, Pecom ha demostrado su capacidad para crear valor a partir de una gestión eficiente de superficie y un profundo conocimiento Del subsuelo, apalancada su extensa y reconocida experiencia en la industria y en el desarrollo de técnicas avanzadas para extender la vida útil de los yacimientos”, agregó.
La adquisición de estos campos le permitirá a Pecom potenciar capacidades a partir de la gestión integrada de tres activos estratégicos en una misma geografía, como son Manantiales Behr, El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, “generando sinergias operativas, logísticas y técnicas que permitirán incrementar la producción, optimizar costos y maximizar el valor de los activos”.
Pecom, Manantiales Behr y Chubut
“Esta operación reafirma el compromiso de Pecom con el desarrollo energético de Chubut y de la Argentina, impulsando un modelo de crecimiento basado en la eficiencia, la inversión sostenida y el fortalecimiento del empleo local”, explicó la petrolera.
Horacio Bustillo, CEO de Pecom, afirmó que “esta adquisición representa un paso decisivo en nuestra estrategia. Manantiales Behr no solo nos aporta escala: nos permite consolidar una plataforma de upstream con enorme potencial y con foco en lo que sabemos hacer: operar con excelencia, aplicar disciplina operativa y de capital, y maximizar el valor de yacimientos maduros con tecnología y conocimiento”. “Estamos construyendo una compañía sólida, eficiente y con capacidad de crecimiento en la producción propia de petróleo y gas”, añadió.
Por su parte, Luis Pérez Companc, presidente del Directorio de Pecom, destacó “el valor histórico y emocional de este hito para la compañía. Es un momento muy especial, junto con mis hermanas Rosario y Pilar, sentimos un enorme orgullo de ver a Pecom dar este paso tan importante, consolidándose como uno de los principales actores del país en la producción de petróleo, honrando su historia y proyectándose hacia el futuro. Esta inversión refleja nuestro compromiso de largo plazo con la Argentina y con el desarrollo de una industria energética sólida, moderna y competitiva”.
Pecom cerró en agosto de 2024 la compra de los clústers de campos madurosCampamento Central – Cañadón Perdido (al 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía) y El Trébol – Escalante. De ese modo, retornó a operar yacimientos hidrocarburíferos 21 años después de haberle vendido sus activos locales a Petrobras en mayo de 2003.
Luis Pérez Companc, presidente del Directorio de Pecom.
La planta de fraccionamiento en tierra será una de las piezas centrales del proyecto Argentina GNL y marcará un antes y un después en el desarrollo industrial de Río Negro. No se trata solo de exportar gas: se trata de industrializarlo en la provincia, generar una nueva actividad económica y más puestos de trabajo.
La planta recibirá los líquidos y gases asociados que llegarán a través del poliducto de 22 pulgadas, que correrá en paralelo al gasoducto desde Neuquén hasta la costa rionegrina. Tendrá una capacidad de transporte de 15.000 toneladas diarias, más del triple de la producción y transporte actual del país. Ese ducto no solo permitirá exportar, sino también procesar en origen y agregar valor.
Será la planta fraccionadora más grande de la Argentina. Allí se separarán propano, butano y gasolinas naturales, productos con alto valor industrial y comercial que hoy forman parte de cadenas estratégicas de la petroquímica y la energía.
Este paso implica dejar atrás un esquema meramente extractivo. “Río Negro no puede ser solo un lugar de paso. Nos toca una etapa siguiente”, remarcó el gobernador Alberto Weretilneck. La planta consolida esa visión: el gas será procesado, industrializado y generará nuevas oportunidades en tierra rionegrina.
La instalación permitirá que parte del valor agregado quede en la provincia, impulsando el desarrollo del futuro Polo Petroquímico de Río Negro, uno de los próximos desafíos planteados por el Gobierno.
A diferencia de otras obras que tienen un inicio y un final, la planta operará durante toda la vida útil del proyecto, estimada en 30 años. Esto significa empleo directo e indirecto sostenido, servicios asociados, logística, transporte, mantenimiento, seguros y nuevas inversiones industriales.
“Este es el nuevo orden económico que comienza a construirse”, definió el gobernador al referirse al rol que tendrán el gas, el petróleo y la minería como pilares exportadores del país.
La planta forma parte de un esquema integral que incluye gasoducto dedicado, poliducto y buques de licuefacción. Pero es la instalación en tierra la que consolida el salto productivo: transforma al Golfo San Matías en un polo industrial y no solo en una salida marítima.
Con infraestructura permanente y actividad sostenida por décadas, Río Negro avanza en la construcción de un nuevo perfil económico, con industria, empleo y valor agregado que quedan en casa.
El Gobierno del Chubut intimó formalmente a YPF ante la falta de definiciones claras y la paralización de inversiones en el área Manantiales Behr, luego de más de seis meses sin avances concretos en el proceso de traspaso anunciado por la compañía.
Durante ese período, la actividad en el yacimiento se mantuvo prácticamente paralizada, con impacto directo en los puestos de trabajo vinculados a la actividad hidrocarburífera y en los ingresos que percibe la Provincia, que dependen de niveles de producción que hoy se encuentran en riesgo.
Cabe recordar que ya en junio pasado el directorio de la empresa había dado luz verde para avanzar con la salida del área. Sin embargo, tras sucesivas idas y vueltas, recién en diciembre se conocieron las primeras novedades y no fue hasta el 16 de enero cuando se informó que la operación quedaría en manos de una firma del Grupo Rovella. A la fecha, no existen precisiones ni comunicación oficial a la Provincia respecto de quién continuará efectivamente con la actividad ni en qué condiciones se garantizará la continuidad productiva.
En este marco, el gobernador Ignacio Torres fue categórico: “Chubut es titular del recurso y no va a permitir que la incertidumbre o las demoras de una empresa pongan en riesgo la producción, los ingresos provinciales y, sobre todo, los puestos de trabajo de nuestra gente”.
“Exigimos que se garanticen los niveles de producción, que se concreten las inversiones comprometidas y que se mantenga en condiciones el yacimiento. No vamos a tolerar incumplimientos ni especulaciones que perjudiquen a los chubutenses”, agregó el mandatario.
Desde Provincia destacaron que actualmente se registra la presencia de un solo equipo de perforación y tres equipos de workover, todos ellos paralizados a la espera de la concreción del traspaso. Este nivel de actividad resulta claramente insuficiente y contrasta con el escenario de 2014, cuando tras la renegociación contractual se alcanzó un pico con casi cuatro veces esa cantidad de equipos en operación.
Sobre este punto, el diputado nacional, y Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Loma Ávila, fue contundente: “No podemos tener los equipos parados y a los trabajadores esperando mientras las empresas siguen dando vueltas. Acá hay familias que viven de esta actividad”.
Y agregó: “Si no van a invertir y a producir como corresponde, que devuelvan el área. Chubut no puede quedar rehén de decisiones que se toman en otro lado”.
La demora, que ya supera el semestre sin evidencias de un sostenimiento efectivo de las inversiones, afecta de manera directa la continuidad de la actividad y la estabilidad laboral en la región. En este contexto, desde el Ejecutivo provincial se dejó en claro que los procesos entre privados son ajenos a la Provincia y no pueden justificar la falta de ejecución de los compromisos asumidos.
“Chubut no puede quedar supeditada a los tiempos financieros de una empresa. Si no están dadas las condiciones para garantizar producción e inversión, el área deberá ser revertida para que el Estado provincial la adjudique a un operador que esté a la altura de las circunstancias”, concluyó Torres.
Asimismo, y con independencia de las acciones que pudieran impulsarse frente a los incumplimientos señalados, se aclaró que ello no obsta a la eventual responsabilidad que pudiera corresponder a las autoridades de YPF intervinientes en el proceso, en la medida en que, a la luz de los hechos de público conocimiento, no se habría verificado ni asegurado de manera adecuada el cumplimiento de las condiciones necesarias para resguardar el interés público.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén avanza a paso firme con una obra clave para el desarrollo energético y el equilibrio territorial: el traslado de la planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) desde Los Miches hacia Moquehue.
Los trabajos son ejecutados por la empresa estatal Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) y forman parte de una política sostenida de inversión en obra pública que prioriza el acceso a servicios esenciales en el interior provincial.
Tras la reciente habilitación del gas natural en Los Miches, la Provincia decidió reutilizar de manera estratégica la infraestructura existente y trasladarla a Moquehue, donde se ejecuta una importante ampliación de la red de GLP que beneficiará a 500 nuevos usuarios.
Durante las primeras semanas de febrero se registraron avances concretos en el traslado de la planta de GLP. Se completaron los trabajos necesarios para dejar la instalación sin gas y en condiciones seguras, con la aprobación de la Secretaría de Energía de Nación, lo que permitió avanzar con el desarme de los equipos en Los Miches y su traslado al predio definitivo en Moquehue.
En paralelo, avanzaron los trabajos técnicos y los planos necesarios para el montaje definitivo de la planta en Moquehue. Este proceso, que define cómo se instalará cada componente, ya presenta un alto nivel de avance y se complementa con obras en el predio, como la preparación de bases, la instalación de servicios y la puesta en marcha de la infraestructura eléctrica.
La inversión provincial también permitió reforzar la capacidad operativa de la planta. Ya se encuentran en Moquehue seis tanques adicionales de almacenamiento de GLP y se avanza en la provisión de nuevos vaporizadores, que se encuentran en tránsito desde la provincia de Santa Fe.
Estas acciones se enmarcan en la decisión del gobernador Rolando Figueroa de sostener una política activa de obra pública, con una inversión superior a los 2.198 millones de pesos destinada a la ampliación de la red de gas domiciliaria en la localidad cordillerana.
Con este avance concreto, la Provincia refuerza su compromiso con el desarrollo del interior, optimiza recursos del Estado y garantiza que la inversión en infraestructura energética se traduzca en más servicios, mejor calidad de vida y nuevas oportunidades para las comunidades neuquinas.
Argentina y la Unión Europea han sellado un acuerdo histórico que coloca al gas natural de Vaca Muerta y a la minería metalífera convencional (oro y plata) en el centro de la agenda de seguridad energética del Viejo Continente. Este “Pacto de Cooperación en Materias Primas Críticas y Energía” no es solo un compromiso diplomático, sino un marco comercial vinculante que abre líneas de financiamiento del Banco Europeo de Inversiones (BEI) bajo el programa Global Gateway.
El objetivo es claro: Europa busca diversificar sus proveedores para reducir la dependencia de mercados inestables, mientras que Argentina se asegura un mercado de alto poder adquisitivo que demanda certificaciones de sostenibilidad y gas de bajas emisiones.
Gas de bajas emisiones y captura de metano: Uno de los pilares del pacto es la exigencia de estándares ambientales rigurosos. Para que el gas argentino acceda a los beneficios del acuerdo, las operadoras deberán implementar tecnologías de vanguardia para la captura de metano y la reducción de venteo en boca de pozo. Este requisito impulsa una transformación tecnológica en Vaca Muerta, incentivando inversiones en infraestructura de monitoreo digital y eficiencia energética.
A cambio, la UE facilitará el acceso a tecnología europea de licuefacción y transferencia de conocimientos para el desarrollo de hidrógeno azul a partir de los excedentes de gas natural.
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Minería metalífera: El motor de la transición tecnológica Más allá del litio y el cobre (reservados para la agenda eléctrica), este pacto pone el foco en la minería de oro, plata y tierras raras de la zona cordillerana. Europa identifica estos minerales como vitales para su industria tecnológica y de defensa. El acuerdo propone un modelo de desarrollo donde el gas natural actúe como la energía base, barata y eficiente, para alimentar los grandes proyectos mineros, permitiendo el procesamiento local y aumentando el valor agregado de las exportaciones.
Este corredor productivo busca crear una cadena de suministros resiliente que cumpla con los estándares éticos y ambientales que exige el mercado europeo.
La Visión de Runrún Energético
Este pacto con Europa es la noticia del año. Argentina deja de ser un exportador ocasional para convertirse en un socio estratégico de largo plazo. Que la Unión Europea firme un memorando de esta magnitud es el sello de confianza que faltaba para que los grandes fondos de inversión desembarquen masivamente. El desafío es técnico: debemos ser capaces de certificar cada molécula de gas y cada gramo de oro bajo estándares globales.
La oportunidad es inmensa, y la Posición 10 de hoy refleja que el país finalmente ha encontrado su lugar en el nuevo mapa geopolítico de la energía.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, encabezará la firma de un acuerdo estratégico con las principales operadoras de Vaca Muerta para garantizar un flujo de inversión en el Upstream superior a los u$s 9.000 millones durante 2026. El documento, que cuenta con la adhesión de gigantes como YPF, Vista, Shell y PAE, busca dar previsibilidad técnica y jurídica a las tareas de exploración y producción en la cuenca.
Este compromiso no solo asegura el sostenimiento de la hoja de ruta de perforación, sino que establece un marco de colaboración para maximizar la eficiencia de costos ante el nuevo escenario de libre mercado y exportación masiva.
Seguridad jurídica y previsibilidad impositiva: El acuerdo funciona como un “paraguas” de estabilidad para los proyectos de largo plazo. En un contexto de apertura económica, Neuquén busca que las operadoras mantengan sus planes de completación de pozos mediante la ratificación de beneficios impositivos locales y la agilización de permisos ambientales.
Para las empresas, esta firma representa la garantía de que las reglas de juego en la provincia se mantendrán estables, permitiendo proyectar el crecimiento del “shale” sin las incertidumbres de los ciclos políticos nacionales, alineándose con los incentivos previstos en el RIGI.
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El Fondo de Infraestructura y el desarrollo de Añelo: Un punto disruptivo del acuerdo es la creación de un fondo de inversión público-privado destinado a la infraestructura crítica. Las operadoras financiarán de manera directa obras de mantenimiento vial en las rutas del petróleo y mejoras en servicios básicos para la zona de Añelo. Esta sinergia busca reducir los cuellos de botella logísticos que hoy encarecen la operación y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida en el epicentro de la actividad.
Es un modelo de “ganar-ganar” donde la industria reinvierte parte de su eficiencia en la sustentabilidad del territorio que explota.
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Este acuerdo es la base sólida sobre la cual se construyen los récords de fractura y los proyectos de GNL. El Upstream es el motor inicial de la cadena; sin pozos, no hay gas para licuar ni crudo para Australia. Que el gobierno provincial y las empresas logren sentarse a blindar u$s 9.000 millones es la señal más clara de madurez que puede dar Vaca Muerta al mundo.
La clave ahora será que ese fondo de infraestructura se ejecute con la misma velocidad con la que YPF fractura sus pozos.
YPF ha vuelto a elevar la vara de la productividad en la formación no convencional al registrar un hito histórico de 110 horas y 28 minutos de bombeo ininterrumpido de fractura hidráulica. La operación, realizada en el bloque Loma Campana, núcleo del shale oil argentino, representa un salto disruptivo en la eficiencia de completación de pozos.
Este logro no solo reduce drásticamente los tiempos de puesta en producción, sino que consolida la estrategia de la compañía de maximizar el uso de los sets de fractura, permitiendo un ahorro de costos operativos que posiciona el “breakeven” de la cuenca en niveles cada vez más competitivos a escala global.
Operación digital desde el Real Time Intelligence Center (RTIC): La clave de este récord de casi cuatro días y medio de actividad constante fue el monitoreo remoto en tiempo real realizado desde el RTIC de YPF en Puerto Madero. Mediante el uso de sensores de fatiga de materiales y telemetría de alta resolución, los ingenieros supervisaron la presión y el flujo de arena sin necesidad de detener las bombas para inspecciones físicas preventivas, una práctica habitual que solía interrumpir las tareas cada 60 horas.
Esta integración entre el campo en Neuquén y el centro inteligente en Buenos Aires marca un antes y un después en la gestión de yacimientos digitales.
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Pozos de largo alcanceRamas laterales de 5.000 metros: El hito de fractura se complementa con los nuevos récords de perforación que YPF está ejecutando en la misma área, donde ya se operan pozos con ramas laterales de 5.114 metros. La combinación de perforación horizontal extrema con fractura continua de alta intensidad es el motor que permitirá a la petrolera de bandera alcanzar su meta de u$s 18.000 millones en exportaciones proyectadas para este 2026.
Al estirar la longitud de los pozos y reducir los tiempos de fractura, la rentabilidad por pie perforado se maximiza, atrayendo el interés de inversores bajo el marco del RIGI.
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Este récord de 110 horas es la “Pura Verdad” de la eficiencia: menos tiempo, más energía y menores costos. En un mercado global volátil, la capacidad de YPF para operar con este nivel de precisión técnica es lo que garantiza que Vaca Muerta no sea solo una reserva, sino una fábrica de exportación masiva.
La digitalización del campo (RTIC) demuestra que la industria energética argentina ya compite en las grandes ligas de la tecnología mundial, rompiendo barreras físicas a través del dato.
El Departamento de Estado de los Estados Unidos proyecta que las ventas de petróleo de Venezuela superarán la barrera de los u$s 10.000 millones anuales en 2026, marcando el nivel de ingresos más alto para PDVSA en los últimos años. Este incremento está impulsado por la flexibilización de licencias de la OFAC, que ha permitido a operadoras como Chevron, Eni y Repsol incrementar su actividad en el país caribeño.
Con una producción que ya se estabiliza por encima de los 900.000 barriles diarios, Venezuela busca recuperar su rol como proveedor clave en la región, inyectando un volumen de crudo pesado que reconfigura el mapa de suministros hacia las refinerías de la costa del Golfo de México.
El rol de Chevron y el pago de deuda: La reactivación del flujo de caja venezolano tiene un matiz particular: una parte sustancial de esos u$s 10.000 millones no ingresa directamente a las arcas del Estado, sino que se destina al cobro de deudas acumuladas con las petroleras internacionales. Bajo este esquema, empresas como Chevron han logrado rampa arriba su producción en empresas mixtas, reinvirtiendo en el mantenimiento crítico de infraestructura que estuvo paralizada por años.
Este modelo de “petróleo por deuda” ha sido el motor de la recuperación operativa, permitiendo que el crudo venezolano vuelva a ser una opción constante para el sistema de refinado estadounidense, que demanda mezclas de crudos pesados para optimizar su dieta de procesamiento.
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Impacto en la competencia regional y precios: Para los productores del Cono Sur, como Argentina, el resurgimiento de Venezuela representa un factor de atención geopolítica. Aunque Vaca Muerta exporta principalmente crudo liviano (Medanito), el aumento de la oferta venezolana genera una mayor competencia por el capital de inversión y por los cupos logísticos en las refinerías globales. El mercado se mantiene en una “espera cautelosa”, ya que la continuidad de estas exportaciones sigue ligada a la estabilidad política interna y a las revisiones periódicas de las sanciones por parte de Washington.
Este escenario obliga a los competidores regionales a profundizar sus niveles de eficiencia para retener el interés de los compradores internacionales ante una oferta más diversificada.
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El retorno de Venezuela con u$s 10.000 millones bajo el brazo es un recordatorio de que en el mercado energético no hay espacios vacíos por mucho tiempo. Para Argentina, esto refuerza la necesidad de consolidar la infraestructura de exportación y la seguridad jurídica; la ventana de oportunidad es ahora.
Mientras Venezuela lucha por recuperar su capacidad instalada, Vaca Muerta debe aprovechar su ventaja tecnológica y su menor riesgo político para capturar los mercados que demandan energía confiable y sin las ataduras de las sanciones internacionales.
YPF ha dado un paso disruptivo en su estrategia de fidelización al transformar su ecosistema digital en una billetera financiera de alto impacto. Gracias a una alianza estratégica con el Banco Santander, la App YPF —que cuenta con más de 3 millones de usuarios— comenzará a ofrecer cuentas remuneradas, permitiendo que el saldo depositado genere rendimientos diarios. Esta medida coloca a la petrolera de bandera en competencia directa con las principales billeteras virtuales del país, redoblando la apuesta por la digitalización en su red de más de 1.500 estaciones de servicio.
Con un promedio de 400 transacciones por minuto, la compañía busca capturar el capital circulante de sus clientes ofreciendo un rendimiento financiero respaldado por una entidad bancaria de primer nivel.
Seguridad bancaria y rendimientos diarios: La integración tecnológica con Santander Argentina permite que los fondos de los usuarios no solo estén disponibles para el pago de combustibles, lubricantes y consumos en tiendas Full, sino que operen bajo la figura de un fondo común de inversión (FCI) de liquidez inmediata. Esto significa que el usuario percibe intereses cada 24 horas sobre su saldo, manteniendo la disponibilidad total del dinero.
Para YPF, esta jugada representa una optimización de su “market share” digital, ya que incentiva a los clientes a concentrar sus fondos en la plataforma propia en lugar de transferirlos desde aplicaciones externas al momento del pago.
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Hacia una plataforma de servicios integrales: La alianza no se limita a la remuneración de saldos. El acuerdo entre YPF y Santander prevé la expansión hacia nuevos servicios financieros, incluyendo la posibilidad de otorgar microcréditos precalificados para el mantenimiento vehicular en Boxes y promociones exclusivas integradas al programa Serviclub. Actualmente, 4 de cada 10 pagos en las estaciones de la red ya son digitales, y se espera que esta nueva funcionalidad acelere la migración del efectivo hacia el entorno móvil.
Esta evolución de YPF Digital demuestra que la frontera entre las empresas de energía y las tecnológicas es cada vez más delgada, priorizando la experiencia del cliente y la agilidad transaccional.
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YPF ya no solo vende energía para el motor; ahora gestiona la energía del capital de sus clientes. Esta alianza con Santander es una movida maestra para retener liquidez y profundizar el conocimiento del consumidor. En un mercado donde la batalla por el “rendimiento del saldo” es feroz, que la mayor red de estaciones de servicio del país se convierta en una billetera remunerada es un cambio de juego que obligará a la competencia a reaccionar. El surtidor es ahora, también, una terminal bancaria.
El proceso de retiro de YPF de los yacimientos convencionales ha generado un fuerte interés en el extremo sur del país. Un total de ocho compañías han formalizado su manifestación de interés ante el Gobierno de Tierra del Fuego para operar los bloques cedidos por la petrolera de bandera, entre los que destacan áreas clave como Poseidón y Magallanes.
Este movimiento, enmarcado en el “Proyecto Andes”, busca que operadores especializados en activos maduros tomen la posta para revitalizar la producción de crudo y gas convencional, mediante una gestión de costos más ágil y tecnología de recuperación secundaria y terciaria.
Operadores especializados y el desafío del convencional: Entre las firmas interesadas figuran nombres con trayectoria en la región como Crown Point, Roch y CGC, además de grupos independientes que ven en la Cuenca Austral una oportunidad de nicho. El objetivo de estas empresas es aplicar programas de workover (reparación de pozos) y optimización de la infraestructura existente para frenar el declive natural de los yacimientos.
Se estima que el cambio de mando podría activar inversiones iniciales por u$s 150 millones, enfocadas en extender la vida útil de pozos que para una estructura corporativa tan grande como la de YPF ya no resultaban rentables, pero que para operadoras medianas representan un flujo de caja atractivo.
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Sustentabilidad de las regalías provinciales: Para la gestión provincial, el éxito de este traspaso es crítico para la salud de las finanzas públicas. La caída en la actividad de YPF en las áreas convencionales había comenzado a impactar en la recaudación por regalías, motor del presupuesto fueguino. Al introducir nuevos jugadores con planes de inversión agresivos para el corto plazo, Tierra del Fuego no solo busca estabilizar la producción, sino también asegurar la continuidad de los puestos de trabajo en los servicios petroleros locales.
La transición de operadores es vista como un paso necesario para que la provincia recupere protagonismo en el mapa gasífero nacional mientras se desarrollan los grandes proyectos costa afuera.
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El interés de estas ocho empresas demuestra que hay vida más allá de Vaca Muerta si se cuenta con los incentivos correctos. El modelo de YPF de desprenderse de lo convencional para enfocarse en el shale es sano para la industria, siempre y cuando el traspaso a las PYMES petroleras sea rápido y eficiente.
Tierra del Fuego tiene una oportunidad de oro para demostrar que el convencional, con una operación “boutique” y tecnificada, sigue siendo un pilar fundamental para el autoabastecimiento del país.
La exportación de crudo desde Vaca Muerta ha alcanzado un nuevo hito estratégico al consolidar a Australia como un destino recurrente para el petróleo tipo Medanito. Esta apertura del mercado en Oceanía no es un hecho aislado, sino la respuesta a la alta calidad del crudo no convencional argentino —caracterizado por su bajo contenido de azufre— que resulta ideal para las refinerías australianas tras el cierre de plantas locales de procesamiento pesado.
Esta operación refuerza la posición de Argentina como exportador neto y demuestra que la eficiencia operativa en la Cuenca Neuquina permite competir incluso con fletes de larga distancia.
La ventaja técnica del Medanito en el Pacífico: El crudo liviano de Vaca Muerta ha logrado desplazar a proveedores tradicionales en el Sudeste Asiático y Oceanía gracias a su rendimiento en la producción de destilados medios como el combustible para aviación y diesel de bajo impacto ambiental.
Para las refinerías australianas, importar desde el Atlántico Sur se ha vuelto una opción económicamente viable debido a que el Medanito requiere procesos de refinado menos complejos, lo que reduce los costos operativos industriales en destino.
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Infraestructura: El rol de Puerto Rosales El flujo constante hacia destinos tan lejanos como Australia está siendo apalancado por las obras de expansión en la terminal de Oiltanking en Puerto Rosales. La modernización de este nodo logístico permite actualmente la carga de buques de mayor calado, optimizando el costo del flete por barril.
Según datos del sector, la diversificación de destinos hacia el Pacífico es parte de una estrategia para reducir la dependencia de los mercados de Estados Unidos y Brasil, asegurando mejores precios de venta (“netback”) para las operadoras locales como YPF, Vista y Shell.
La Visión de Runrún Energético
Que el petróleo de Neuquén llegue a las antípodas es la prueba de que Vaca Muerta ya no tiene techo geográfico. El desafío ahora para Argentina es sostener el ritmo de inversión en infraestructura de transporte para que este flujo no se detenga.
Salir del mercado regional y competir en las ligas mayores de Oceanía y Asia es el camino para que el sector energético se convierta en el gran estabilizador de la macroeconomía nacional a través de divisas genuinas.
El proyecto Argentina GNL no solo será una terminal de exportación, sino un complejo industrial de vanguardia diseñado para transformar el gas de Vaca Muerta en riqueza para Río Negro. La planta, que se ubicará en un predio de 250 hectáreas en Punta Colorada, contará con una arquitectura modular basada en “trenes de licuefacción”. El plan maestro contempla que el primer tren tenga una capacidad de procesamiento de 5 millones de toneladas anuales (MTPA), con la flexibilidad de expandirse según la demanda global.
Este desarrollo busca integrar la tecnología de enfriamiento de gas con un riguroso plan de protección ambiental para el entorno del Golfo San Matías.
Impacto económico y el “Catálogo de Proveedores Locales”: Para la provincia de Río Negro, la planta representa un cambio de paradigma productivo. Durante el pico de su construcción, se prevé la creación de 3.000 puestos de trabajo directos, además de una fuerte demanda de servicios indirectos. El gobierno provincial ya ha puesto en marcha un programa de certificación para que las Pymes locales —especializadas en logística, mantenimiento y obras civiles— se integren prioritariamente a la cadena de valor de YPF.
El objetivo es que el “valor rionegrino” sea el sello distintivo de la operación, asegurando que la renta energética se derrame en la comunidad local.
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Tecnología y Sostenibilidad en el diseño: El diseño del complejo industrial incluye sistemas de mitigación de impacto sonoro y visual, diseñados para no alterar las rutas migratorias de la fauna marina. Además, la planta utilizará sistemas de refrigeración de última generación que optimizan el consumo energético del proceso de licuefacción (el paso del gas a estado líquido a -161°C).
Esta infraestructura, conectada directamente con el futuro gasoducto desde Neuquén, posiciona a Punta Colorada como uno de los nodos logísticos más eficientes del mundo, permitiendo a Argentina competir por costos y sostenibilidad en los mercados europeos y asiáticos.
La Visión de Runrún Energético
La planta de Punta Colorada es el puente físico entre el potencial de Vaca Muerta y la billetera del mundo. El verdadero desafío, más allá de la ingeniería, es la integración social: que las Pymes rionegrinas dejen de ser espectadoras y se conviertan en protagonistas tecnológicas del proyecto.
Si se logra esta sinergia entre la gran inversión y el proveedor local, el GNL no solo traerá divisas, sino un desarrollo industrial genuino y duradero para la Patagonia.
El megaproyecto Argentina GNL, liderado por YPF, ha entrado en una fase técnica decisiva con el inicio de las prospecciones geotécnicas y geofísicas en el lecho marino de Punta Colorada, Río Negro. Estos estudios, que se extenderán por aproximadamente 30 días, se realizan a unos seis kilómetros de la costa rionegrina y son fundamentales para determinar la estabilidad del suelo donde se anclarán las unidades flotantes de licuefacción (FLNG) y los muelles de atraque.
Con el respaldo del gobierno provincial, este avance representa el primer movimiento físico en territorio de lo que será el mayor polo exportador de gas licuado del país, proyectando envíos de hasta 12 millones de toneladas anuales para la próxima década.
Tecnología de precisión a 6 kilómetros de la costa: Los trabajos actuales consisten en batimetrías de alta resolución y perforaciones para el muestreo de sedimentos. El objetivo es mapear la topografía submarina y la resistencia mecánica del lecho para garantizar que las corrientes del Golfo San Matías no afecten la seguridad de las plataformas factoría.
Según fuentes del Ministerio de Energía de Río Negro, la profundidad natural de la zona permite operar buques de gran calado sin necesidad de dragados estructurales, una ventaja comparativa clave frente a otras opciones portuarias.
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Integración estratégica con Vaca Muerta Sur: Este desarrollo en Punta Colorada no es un proyecto aislado; se complementa con el oleoducto Vaca Muerta Sur, transformando a la provincia en el nuevo hub energético de Argentina. La recolección de datos técnicos que comenzó hoy permitirá pasar a la etapa de ingeniería de detalle, acelerando los plazos para que la cuenca neuquina tenga su salida soberana al Océano Atlántico.
Para el sector, esto significa el paso del plano a la ejecución de una infraestructura que revertirá la balanza comercial energética hacia un superávit estructural a partir de 2028.
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El inicio de las tareas en el lecho marino es la señal de largada que el mercado esperaba. Argentina GNL deja de ser una intención institucional para convertirse en un hecho de ingeniería.
Para las empresas del sector, este movimiento en el Golfo San Matías es el aviso para preparar una cadena de suministros que cumpla con los estándares globales de seguridad y eficiencia que exige una obra de esta magnitud.
Las empresas constructoras especializadas en infraestructura industrial han comenzado un agresivo plan de posicionamiento para capturar la creciente demanda de los grandes proyectos mineros en Argentina. Ante el avance de emprendimientos metalíferos y de minerales industriales, las firmas locales están adaptando sus estructuras operativas para cumplir con los estándares internacionales de seguridad y calidad exigidos por las operadoras globales.
Esta preparación incluye no solo la renovación de flotas de maquinaria pesada, sino también la certificación de procesos bajo normas ISO y API, con el fin de competir como contratistas principales en obras de gran escala, como campamentos, plantas de procesamiento y caminos de alta montaña.
Certificación y competitividad local: Para las constructoras del sector, el desafío actual es la especialización. La complejidad de las obras en zonas cordilleranas requiere un know-how que las empresas argentinas han desarrollado durante décadas, pero que ahora debe ser respaldado por certificaciones globales para acceder a los pliegos de licitación de las multinacionales.
Cámaras del sector destacan que el fortalecimiento de la cadena de valor local es vital para que la renta minera permanezca en el país, fomentando la contratación de mano de obra regional y el desarrollo de proveedores de servicios indirectos que dinamicen las economías provinciales.
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Infraestructura para el desarrollo minero: La construcción en minería no se limita a la extracción; abarca desde la creación de redes viales hasta sistemas de manejo de fluidos y terminales de carga. Las constructoras están diversificando su oferta para ofrecer soluciones “llave en mano”, integrando la ingeniería de detalle con la ejecución en campo.
En un contexto donde la eficiencia operativa es la clave para la rentabilidad de los proyectos, contar con socios estratégicos locales que conozcan la geografía y la logística nacional se ha convertido en una ventaja competitiva crítica para las operadoras mineras que buscan reducir tiempos de inicio de producción.
La Visión de Runrún Energético
El crecimiento de la minería es, ante todo, un crecimiento de la infraestructura. Que las constructoras locales busquen profesionalizarse y competir al más alto nivel es una señal de madurez del mercado. Para el sector energético y minero, contar con una base de proveedores sólida y certificada es lo que permite que los proyectos pasen del papel a la realidad.
El éxito de la minería argentina dependerá, en gran medida, de la capacidad de estas constructoras para sostener el ritmo de inversión que el mundo demanda hoy.
El canciller iraní, Abbas Araqchi, declaró este martes que en la última ronda de conversaciones con Estados Unidos se acordaron las “líneas generales” para un pacto, tras semanas de amenazas cruzadas y el despliegue de un portaviones de Washington como medida de presión. El vicepresidente estadounidense, JD Vance, dijo que los negociadores iraníes “aún no están dispuestos a aceptar” algunas de las líneas rojas de Donald Trump, pero agregó que las conversaciones en Ginebra “fueron bien”.
Este segundo ciclo de conversaciones bajo la mediación de Omán busca un acuerdo sobre el programa nuclear de Irán, a cambio del levantamiento de las sanciones estadounidenses en un contexto de crisis económica aguda, que fue uno de los detonantes de las protestas de las últimas semanas.
Al término del encuentro entre las partes en Suiza, el ministro de Exteriores de Irán declaró que se había logrado “un buen progreso respecto a la sesión anterior” (hace 20 días), que en esta ocasión el ambiente fue “más constructivo” e incluso se refirió a avances sobre “una serie de principios rectores”, según los cuales se redactará un posible borrador de acuerdo. “Tenemos una decisión más clara sobre qué acciones deben tomarse”, declaró Araqchi, sin ofrecer detalles de lo conversado.
Más optimismo aún mostró el ministro de Asuntos Exteriores de Omán, Badr bin Hamad al Busaidi, quien hizo de mediador y habló de “buenos avances” en la identificación de “objetivos comunes” y de “cuestiones técnicas relevantes”. A través de sus redes sociales, el ministro omaní también se refirió a los esfuerzos que se hicieron para definir los principios a los que se refirió su par iraní, aclarando siempre que queda mucho camino por andar y que habrá otra reunión próximamente.
Grossi y la cuestión nuclear
La figura del director general del Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, tomó relevancia en esta segunda ronda de las negociaciones, que se reanudaron tras los ataques de Estados Unidos contra tres instalaciones nucleares iraníes en junio del año pasado, en una operación conjunta con Israel. Grossi, quien es candidato a ser secretario general de la ONU, se reunió el lunes con Araqchi, y este martes mismo lo hizo con la delegación estadounidense, liderada por el enviado especial de la Casa Blanca, Steve Witkoff; y Jared Kushner, yerno del presidente Donald Trump.
En una comparecencia horas después en la Conferencia de Desarme de la ONU, reunida en la sede europea de la organización en Ginebra, Araqchi ofreció algunas claves de lo abordado con Grossi cuando, tras denunciar los ataques estadounidenses de mediados de 2025, dijo que en la actualidad “no existen modalidades” que hagan posible la inspección de las instalaciones afectadas por parte de la OIEA.
“Esas instalaciones requieren un marco acordado mutuamente entre Irán y la agencia. Esto es algo en lo que estamos trabajando”, reveló el canciller y mostró la disposición de Irán a responder a algunas de las exigencias de Estados Unidos. Aunque no se sabe con certeza en qué condiciones se encuentran esas plantas, informes de organismos internacionales apuntan a que sufrieron daños significativos.
Amenazas del ayatolá
Sin embargo, durante la jornada también hubo mensajes duros -implícitos y explícitos- de Irán con respecto a Estados Unidos, a su forma de negociar y a sus exigencias, al tiempo que le recomendó actuar con prudencia en relación a sus amenazas de atacar militarmente si el régimen iraní no se pliega a sus exigencias. Al respecto, Araqchi dijo en la ONU que en caso de que EE.UU. agreda a Irán, su respuesta “no se limitará a sus fronteras”, mientras que desde Teherán se anunciaba el cierre durante varias horas para maniobras navales de partes del estrecho de Ormuz, una vía marítima muy importante geopolítica y comercialmente.
“Oímos todo el tiempo que (Estados Unidos) ha enviado un buque de guerra a Irán. Un buque de guerra es efectivamente un arma peligrosa, pero más peligrosa es el arma capaz de hundirlo”, declaró por su parte el líder supremo iraní, Ali Jamenei. El portaviones “USS Abraham Lincoln”, con cerca de 80 aparatos a bordo, fue desplegado por Washington junto con otros 11 buques de guerra y se encontraba el domingo a unos 700 kilómetros de las costas de Irán, según imágenes satelitales.
Además el presidente estadounidense Donald Trump dispuso el envío a la zona de otro portaviones, el “USS Gerald R. Ford”, que fue desplegado en el Caribe como parte del operativo contra Nicolás Maduro. La amenaza de Jamenei se produjo un día después de que los Guardianes de la Revolución desplegaran barcos y helicópteros, y probaran drones y misiles, en un ejercicio militar con aires de demostración de fuerza en el estratégico estrecho de Ormuz.
El vicepresidente de Estados Unidos, JD Vance, dijo a Fox News que Trump tiene “muchas opciones” sobre Irán y quiere encontrar una solución ya sea a través de la diplomacia u otros medios. “En algunos aspectos, fue bien; aceptaron reunirse más tarde. Pero en otros, quedó muy claro que el presidente ha fijado algunas líneas rojas que los iraníes aún no están dispuestos a reconocer y abordar”, planteó Vance.
Trump manifestó su interés por resolver la cuestión nuclear iraní, en particular después de la violenta represión armada de las manifestaciones multitudinarias que tuvieron lugar en las primeras semanas de este año en Irán. Estados Unidos junto con los otros cuatro países del Consejo de Seguridad de la ONU, más Alemania, alcanzó en 2015 un acuerdo sobre el programa nuclear iraní, que establecía medidas para garantizar que se adecuara únicamente a fines civiles a cambio del alivio de sanciones, pero Trump retiró a su país del mismo en 2018.
YPF Luz y Justoken anuncian el lanzamiento de ENERTOKEN, la mayor plataforma de Argentina que permite contratar, gestionar y dar trazabilidad a la energía eléctrica a través de una infraestructura digital que garantiza seguridad, transparencia y la inmutabilidad de cada operación, con tecnología blockchain.
Este lanzamiento representa un nuevo hito para YPF Luz, que introduce un proceso ágil y seguro para la contratación y la gestión de contratos energéticos, facilitando el acceso a soluciones innovadoras para el sector.
Con ENERTOKEN, tanto empresas como grandes usuarios de energía pueden contratar y administrar su consumo de manera online, integrando la simulación de costos, la formalización y firma del contrato, el seguimiento de consumos, la facturación y la generación de reportes en tiempo real. Todo el proceso se sustenta en la tokenización de activos energéticos registrados en blockchain, lo que brinda respaldo y confianza.
En esta primera etapa, la plataforma ofrece a empresas y usuarios una experiencia integral para contratar energía renovable y térmica de forma 100% digital, desde la simulación de costos y condiciones, hasta la firma electrónica del contrato. La plataforma incorpora un simulador automático de ahorro, que permite a los usuarios estimar el ahorro potencial al contratar energía, utilizando datos del mercado eléctrico y el perfil anual de consumo declarado.
ENERTOKEN se desarrolló sobre la red blockchain pública Ripple (XRP Ledger), lo que garantiza altos niveles de seguridad, transparencia e inmutabilidad en toda la gestión energética. Para su puesta en marcha, se tokenizaron contratos y activos energéticos por más de 800 millones de dólares, una de las mayores tokenizaciones de activos del mundo real (RWA) a nivel global.
Trazabilidad y gestión para clientes actuales
En la segunda etapa de la plataforma, funcionará como un portal de clientes para las 90 empresas que ya operan con energía eléctrica de YPF Luz. De esta manera, se brindará un servicio que incluya:
Historial completo de facturación y descarga de facturas.
Consulta de consumos y reportes en tiempo real.
Mayor transparencia y control operativo, facilitando procesos de auditoría, certificaciones y reportes ESG, a partir de información trazable y verificable.
Con Enertoken, YPF Luz reafirma su compromiso con la eficiencia energética y las soluciones adaptadas a las diferentes demandas, integrando herramientas digitales que permiten simplificar la contratación y acercar la energía renovable a más empresas para potenciar la competitividad industrial del país.
“Con el lanzamiento de Enertoken, damos un paso decisivo al ofrecer una experiencia totalmente digital para contratar energía, con trazabilidad blockchain, que también garantiza una gestión más eficiente y segura de los contratos que ya tenemos con nuestros clientes. Nuestra prioridad no solo es generar energía eléctrica, sino también comercializarla de manera ágil y accesible para todas las empresas y usuarios del país. Este hito nos impulsa a continuar explorando alternativas que incorporen tecnologías de vanguardia para acceder a soluciones energéticas, competitivas y sostenibles”, afirmó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
“El lanzamiento de Enertoken junto a YPF Luz refleja cómo la digitalización puede aportar mayor eficiencia, transparencia y control en la gestión de energía. Enertoken es un paso clave en la evolución de la comercialización energética en Argentina, alineada con las nuevas demandas del mercado”, afirmó Eduardo Novillo Astrada, CEO & Co‑Founder de Justoken.
El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, compartió en X el viaje que realizó al sur provincial con el fin de presentar el trabajo que está realizando el Estado cordillerano para fortalecer su economía.
El objetivo del gobernador Cornejo es “reimpulsar el petróleo mendocino y traducirlo en inversión y empleo”.
Viajamos hasta el límite con Neuquén, al área de Cañadón Amarillo, para conocer en detalle el avance de la exploración en la Vaca Muerta mendocina. Allí, se están desarrollando estudios sísmicos 3D que permiten obtener información precisa del subsuelo y definir con rigor técnico… pic.twitter.com/Gy1e4JRXsF
“Viajamos hasta el límite con Neuquén, al área de Cañadón Amarillo, para conocer en detalle el avance de la exploración en la Vaca Muerta mendocina”, comenzó contando en X para describir que “allí, se están desarrollando estudios sísmicos 3D que permiten obtener información precisa del subsuelo y definir con rigor técnico las futuras locaciones de perforación.
Sobre lo propio dijo que: “El cronograma prevé iniciar esa fase de perforación en el segundo semestre de 2026, adelantando un año lo que estaba previsto originalmente”.
Objetivos económicos y respeto por el medioambiente
“La actividad se lleva adelante con tecnología que cumple estándares internacionales de protección ambiental y está a cargo de la UTE Quintana Energy–TSB. Es un bloque que durante años estuvo bajo operación de YPF, pero fuera de sus prioridades de inversión. Hoy, tras la reorganización de activos, ese potencial empieza a transformarse en trabajo concreto”, desarrolló el gobernador.
Finalmente cerró diciendo: “Queremos que este proyecto siga avanzando porque es una oportunidad real para reimpulsar el petróleo mendocino y traducirlo en inversión, empleo y cuidado del ambiente”.
Los clubes de barrio recibirán el mismo beneficio que acceden los hogares con subsidios del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados.
La Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético extendió por 90 días de corrido el plazo para que los clubes de barrio se inscriban o reempadronen en el nuevo régimen de subsidios para continuar recibiendo subvenciones en los servicios de electricidad y gas.
La medida, que alcanza a alrededor de 12.000 instituciones sin fines de lucro, fue publicada este miércoles en el Boletín Oficial a través de la Disposición 3 de la subsecretaría a cargo de Antonio Milanese, quien tuvo a su cargo el diseño de los criterios de inclusión y exclusión del nuevo del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
En rigor, el subsidio para los clubes de barrio será el mismo al que acceden los usuarios que están dentro del grupo de hogares con subsidios del nuevo esquema que lanzó el gobierno de Javier Milei en enero.
Es decir, recibirán un bloque subsidiado de 300 kilowatts por hora (kWh) mensuales en electricidad entre enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto, diciembre. El excedente consumido lo abonarán como la tarifa plena. Mientras que en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre será de 150 kWh mensuales. En gas, los bloques subsidiados tienen un tope de consumo que varían según la distribuidora, el tipo de usuario residencial y el mes.
Qué requisitos deben cumplir los clubes de barrio para recibir el subsidio
El plazo original para que las instituciones deportivas se inscribieran al nuevo esquema de subsidios venció a comienzos de diciembre. Pero, según los considerando de la norma, “no se han presentado todos los clubes potencialmente alcanzados ni se ha podido finalizar la evaluación de los ya inscriptos” y, por tal motivo, “resulta razonable disponer una extensión del plazo por un nuevo período”.
Las instituciones que quieran recibir el subsidio en las tarifas energéticas deberán inscribirse en el Registro Nacional de Clubes de Barrio y Pueblo (creado por la Ley 27.098) a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Se trata de instituciones de bien público, constituidas como asociaciones civiles sin fines de lucro que desempeñan actividades deportivas no profesionales.
Para acceder al beneficio, los clubes deberán cumplir con tres criterios:
a) poseer personería jurídica vigente y domicilio legal en la Argentina;
b) acreditar una antigüedad mínima de 3 años desde su constitución formal; y
c) poseer una cantidad mínima de 50 asociados y una máxima de 2.000 socios al momento de la inscripción.
La Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, que actúa como Autoridad de Aplicación del nuevo esquema SEF, será la encargada para evaluar las solicitudes para percibir los subsidios. Si bien los clubes no tienen que presentar las facturas en el formulario digital, la Autoridad de Aplicación “podrá pedir las boletas para analizarlas si generan dudas”, explicaron desde la Secretaría de Energía a EconoJournal.
Los clubes deberán completar el formulario con información de la institución y detallar cantidad de sedes y de cuentas de gas y electricidad a subsidiar. Además, tendrán que presentar una declaración jurada aclarando que no están alcanzados por los criterios de exclusión del beneficio en las facturas. También deberán presentar información del presidente de la institución, su estatuto, el certificado que afirma que están inscriptos en el Registro Nacional de Clubes de Barrio.
Para acceder a los subsidios, las instituciones deberán ceder gratuitamente sus instalaciones para actividades sociales, educativas no formales y culturales en la comunidad a la que pertenecen. En el formulario, los clubes también deberán responder si la institución fue creada por una empresa comercial o con fines de lucro; si el club arrenda sus instalaciones a alguna empresa de eventos o cadena de gimnasios privados; si tiene su sede central en el extranjero; y si comparte medidores de gas o electricidad con alguna empresa comercial.
El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, visitó el área no convencional en el departamento de Malargüe.
La UTE conformada por Quintana Energy y TSB recibió al gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, en el yacimiento Cañadón Amarillo para una visita técnica que permitió constatar el avance del plan piloto no convencional. Durante el recorrido en el área del sur provincia, que contó con la presencia de la ministra de Energía Jimena Latorre, se inspeccionaron los frentes operativos donde actualmente se ejecuta la adquisición sísmica 3D.
Las empresas ejecutan inversión exploratoria y se encuentran adquiriendo sísmica 3D en el bloque ubicado en Malargüe, como parte del plan piloto no convencional comprometido tras la prórroga del contrato. Este proyecto representa un paso necesario para el desarrollo de la formación Vaca Muerta en el territorio mendocino.
Cornejo explicó que «en el área petrolera Cañadón Amarillo, en el límite con Neuquén, se están realizando estudios sísmicos para desarrollar la lengua norte de Vaca Muerta y reimpulsar el petróleo mendocino, con una mirada estratégica sobre el futuro energético de la provincia”. Con el procesamiento e interpretación de la sismografía actual, se definirá la ubicación final de las plataformas de perforación.
El recorrido técnico por frentes operativos incluyó una visita al frente de adquisición sísmica y también a instalaciones estratégicas del área, como la Planta de Tratamiento de Crudo (PTC) y plantas compresoras, además de un pozo ligado al proyecto de inyección de gas. Las tareas tienen relevancia porque se trata de un bloque que durante años estuvo bajo operación de YPF, pero no formaba parte de sus prioridades de inversión.
Quintana acelera la exploración en Cañadón Amarillo para identificar dónde perforar para maximizar la eficiencia operativa.
El mandatario resaltó las máquinas y la tecnología que se utilizan para obtener información del subsuelo del lugar. “Esta maquinaria cumple con todos los estándares internacionales para no generar grandes impactos en el ambiente. Nos permite obtener información del subsuelo mucho más fiable, que será clave para decidir el desarrollo de inversiones en gas y petróleo en esta zona”, explicó.
Adquisición sísmica 3D
La campaña técnica consiste en la captura de datos sobre una superficie de 202,5 km2, utilizando 10 vibradores sísmicos en terreno. Este despliegue permite construir un modelo de subsuelo de alta precisión, reduciendo la incertidumbre geológica en una zona que históricamente carecía de información tridimensional. El proceso es una etapa inicial indispensable para garantizar el éxito de las fases posteriores del proyecto.
Por su parte, el CEO de Quintana Energy, Carlos Gilardone, precisó que «la inversión en estas tareas alcanza los US$4 millones para ´iluminar´ áreas prospectivas. Esta etapa de «vibrado» y adquisición de datos es resultado de una planificación que incluyó estudios de viabilidad paleontológica y trazado de terreno. La intención de la compañía es identificar con exactitud dónde perforar para maximizar la eficiencia operativa«.
En cuanto a los plazos, la empresa comunicó un adelantamiento en el cronograma original de actividades exploratorias. Aunque inicialmente se proyectaban para 2027, la UTE trabaja para realizar los dos primeros pozos pilotos durante el segundo semestre de 2026. Este dinamismo en la hoja de ruta técnica busca acelerar la puesta en valor de los recursos de la cuenca.
En el marco del proceso de reorganización de activos, la provincia autorizó la cesión del clúster de áreas del Sur mendocino, incluyendo Cañadón Amarillo, a favor de las nuevas concesionarias. En ese sentido, la provincia avanzó con la prórroga del contrato por 10 años para Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo y El Portón, estableciendo condiciones orientadas a sostener la operación, garantizar inversiones y acelerar el desarrollo del no convencional.
Andreani, la compañía dedicada a las soluciones logísticas, publicó su 15° Reporte de Sustentabilidad, correspondiente al ejercicio 2025, en el que detalla los avances alcanzados en los cuatro ejes de su estrategia —Experiencia, Personas, Planeta y Sociedad— y destaca el impacto de la inteligencia artificial (IA) y la automatización en la gestión logística.
El documento fue elaborado bajo los Estándares GRI y presenta una estructura más sintética y accesible, incorporando herramientas de inteligencia artificial para optimizar y agilizar distintas etapas del proceso de reporte.
Según la compañía, el informe reafirma su rol en el acompañamiento del desarrollo económico del país mediante una plataforma flexible que integra tecnología, talento y eficiencia para transformar la logística y gestionar responsablemente sus impactos.
En materia de reputación corporativa, el Ranking Merco ubicó a la empresa en el puesto N.º 18 en el ranking general y nuevamente en el primer lugar del sector Logística. Asimismo, en el Ranking Merco Responsabilidad ESG 2025 alcanzó el puesto N.º 17 del ranking general y el N.º 1 en su sector.
Experiencia: tecnología, IA y mayor capacidad operativa
Durante 2025, Andreani destinó $2.174 millones a transformación digital, tecnología e innovación. Estas inversiones incluyeron desarrollos en inteligencia artificial y automatización que permitieron ampliar la capacidad de procesamiento hasta 928.000 envíos por día.
Entre los principales hitos del año se destacó la implementación de un nuevo Delivery Management System (DMS), una plataforma orientada a optimizar la trazabilidad, la asignación de recursos y la eficiencia operativa en toda la red logística.
Personas: desarrollo y formación interna
En el eje Personas, la compañía informó la incorporación de 333 nuevos colaboradores durante 2025 y detalló que el 89% de las promociones de mandos medios fueron cubiertas con talento interno.
A través de la Academia Andreani, se dictaron 475.888 horas de formación para 1.582 participantes, con foco en el fortalecimiento de habilidades técnicas y de liderazgo. Como resultado, la empresa alcanzó el puesto N.º 16 en el Ranking Merco Talento 2025 y el primer lugar en el sector Servicios de Logística.
Planeta: movilidad sustentable y gestión ambiental
En el plano ambiental, Andreani profundizó su estrategia basada en movilidad sustentable, eficiencia energética, gestión de datos y circularidad de materiales.
Durante 2025 recorrió 3,4 millones de kilómetros utilizando biodiésel, lo que eleva el acumulado a 12,2 millones de kilómetros desde 2023. Además, lanzó una nueva versión de su modelo corporativo de Huella de Carbono, ahora alineado al DMS.
La empresa también informó mejoras en su desempeño en iniciativas internacionales como CDP y EcoVadis. En cuanto a materiales, el 43% de los insumos de packaging adquiridos contiene plástico recuperado, equivalentes a 17,7 millones de unidades.
Sociedad: logística social y cadena de valor
A través de Andreani Logística Social, la compañía acompañó a 121 organizaciones durante 2025, con una inversión social de $497 millones y un alcance superior a 1,4 millones de personas beneficiadas.
En materia de empleabilidad e inclusión, impulsó programas como Academia Andreani y Acompañamos Futuros, orientados a la formación e inserción laboral de personas de sectores vulnerables, con 20 participantes en la edición 2025.
Respecto de la cadena de valor, 1.218 proveedores completaron la declaración jurada de sustentabilidad. En seguridad vial, la compañía informó que superó los 2,3 millones de kilómetros recorridos sin siniestros.
Con estos resultados, el Reporte de Sustentabilidad 2025 consolida la estrategia de la empresa en torno a la incorporación de tecnología, el desarrollo de talento y la gestión ambiental y social, en un contexto de creciente demanda por eficiencia y trazabilidad en el sector logístico.
El Congreso de Perú destituye al presidente interino José Jeri a solo dos meses de las elecciones generales previstas para el 12 de abril, profundizando un escenario de inestabilidad política que vuelve a impactar sobre sectores estratégicos como el energético. La decisión se produce en plena campaña electoral y en un país que encadena su octavo mandatario en la última década.
Tras la votación parlamentaria, el Legislativo designa como nuevo presidente interino a José Balcázar, quien asume el cargo este 18 de febrero con carácter transitorio. Su mandato se extenderá hasta el 28 de julio, fecha en la que deberá transferir el poder al presidente que resulte electo en los comicios de abril. El nuevo jefe de Estado proviene del ámbito legislativo y cuenta con trayectoria vinculada a sectores de izquierda, lo que introduce interrogantes respecto al enfoque económico que adoptará durante esta etapa de transición.
La salida de Jeri se inscribe en una secuencia institucional iniciada tras la destitución de Pedro Castillo en 2022 y la posterior asunción de Dina Boluarte, cuya gestión estuvo marcada por conflictividad social y cuestionamientos políticos. Desde entonces, la gobernabilidad se convirtió en una variable crítica para los inversores, particularmente en industrias reguladas como la eléctrica.
En ese sentido, el sector eléctrico atraviesa movimientos en su conducción técnica. Meses atrás, Francisco Mendoza asumió como Viceministro de Electricidad en plena transformación del sector energético, con foco en planificación y modernización del sistema. Posteriormente, Nilo Pereira Torres asume recientemente el Viceministerio, en un momento donde la continuidad administrativa se vuelve clave para sostener la agenda renovable frente al ruido político.
En paralelo al escenario político, el sector renovable también registra movimientos en el ámbito gremial. Raquel Carrero, la hasta ahora Gerente General de la Asociación Peruana de Energías Renovables, anunció su salida y, en su mensaje de despedida, destacó que liderar el gremio “ha sido un honor”. Asimismo, subrayó que “falta mucho por hacer para impulsar una real transición energética en Perú”.
Uno de los ejes centrales es la reglamentación pendiente de la Ley 32249, considerada estratégica por parte del sector para dinamizar el desarrollo de generación renovable y modernizar el esquema de contratación eléctrica. Sin reglamento operativo, los desarrolladores enfrentan limitaciones para estructurar contratos de suministro, garantizar ingresos estables y asegurar financiamiento internacional. En un contexto de transición política, la previsibilidad regulatoria adquiere mayor relevancia, ya que cualquier modificación en prioridades energéticas podría alterar cronogramas de expansión y mecanismos de adjudicación.
Las licitaciones de energías renovables previstas para 2026 aparecen como un instrumento central para ampliar la participación de fuentes limpias en la matriz eléctrica. Sin embargo, su implementación dependerá del rumbo que adopte el próximo Ejecutivo tras las elecciones del 12 de abril.
Para el sector energético, estas diferencias programáticas no resultan menores. El enfoque que adopte la conducción transitoria y, posteriormente, el Gobierno electo en abril podría incidir en la velocidad de reglamentación de la Ley 32249, en el diseño de futuras licitaciones renovables y en el esquema de participación privada en infraestructura eléctrica.
Con el calendario electoral en marcha y una presidencia interina de carácter temporal, el sector renovable permanece atento a las definiciones que se adopten en el corto plazo, especialmente aquellas vinculadas a reglamentación y planificación eléctrica.
El mercado ibérico de almacenamiento entra en 2026 con un ajuste claro en la estructura de precios y Donaji Martínez, Europe Senior Sales Contract Manager de Jinko ESS, puso cifras concretas a ese escenario durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage.
“La variación del precio de litio sumado al 3% del tax rebate ha hecho que los productos, baterías, módulos, en el caso de las baterías alrededor del 8% ha sido el incremento en los primeros meses”, sostuvo.
La ejecutiva agregó que el esquema fiscal no termina allí, y que para 2027 se aplicará otro 6% para llegar al 9%.
No obstante, subrayó la importancia de una correcta aplicación: “Es muy importante hacerlo porque de esa manera se optimizan los costes” .
En paralelo, el mercado español muestra señales de aceleración. En apenas semanas se han tramitado más de 570 MW de almacenamiento para hibridación, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica mientras el país aguarda la definición de la primera subasta del mercado por capacidad. Este entorno obliga a recalibrar modelos financieros y estructuras contractuales.
En ese escenario, Jinko ESS ya ha cotizado más de 11 GW en Iberia, principalmente vinculados a fondos FEDER y desarrollos en curso.
“Los clientes de Iberia son los más difíciles de Europa y está bien porque saben lo que quieren en cuanto a garantías, en cuanto a precio. En Iberia se mira muy bien cada céntimo que se va a poner en el mercado, de eso depende el éxito del negocio” señaló la ejecutiva, aludiendo a que esa realidad lleva a diseñar esquemas contractuales personalizados.
Reviva FES Iberia 2026
“Si queremos optimizar el precio lo que ofrecemos es un contrato, un marco en el que podemos ir a mayores volúmenes previendo los volúmenes que puedan tener de uno a cinco años incluso con nuestros clientes”, explicó Martínez.
La hibridación se posiciona como eje estructural. El sur de Europa, con alta penetración fotovoltaica y eólica, se consolida como terreno natural para integrar almacenamiento en DC y maximizar ingresos.
“Si postergáis más la decisión, el mercado de revenue stacking, sobre todo el de servicios auxiliares, el AFRR, va a terminar agotándose”, advirtió la referente de Jinko ESS. Para la ejecutiva, el timing será determinante en la captura de valor.
En paralelo, la financiación continúa siendo una barrera crítica para múltiples desarrollos. La estructuración de pagos aparece como variable clave en la bancabilidad.
“Podemos ver cómo a través de ese acuerdo de contrato diferir los pagos, cómo estructurar un acuerdo de diferentes Payment Milestones”, detalló, abriendo la puerta a esquemas flexibles que acompañen el cierre financiero.
El soporte técnico también se convierte en diferencial competitivo. La compañía avanza en la inauguración de su centro de atención en Imola para ofrecer acompañamiento continuo.
“Ayudamos a los clientes a optimizar el proyecto desde el punto de conexión, desde los contenedores, inversores, tiempos de logística, mejor puerto de llegada”, destacó Martínez .
En definitiva, el ajuste cercano al 8% en baterías durante los primeros meses de 2026 no detiene el dinamismo del mercado ibérico, pero sí redefine la ecuación financiera. Para Jinko ESS, la respuesta pasa por optimización técnica, estructuración contractual y aseguramiento de volumen, respaldados por más de 11 GW ya cotizados en una región donde el almacenamiento se consolida como pieza estructural del negocio renovable.
República Dominicanaproyecta alcanzar 1907.48 MW solares en 2027, mientras que la eólica alcanzaría los 582.15 MW, llevando las ERNC a 2544.63 MW totales, según un reporte de AABI Group.
En 2025, la capacidad total alcanza 7120.13 MW, con un crecimiento interanual de 18.96%, donde la tecnología solar ya representa 22.20% del sistema, equivalente a 1580.96 MW conectados al SENI.
La expansión no se limita a grandes centrales. Bajo medición neta operan 536.69 MW adicionales, instalados por más de 22790 usuarios, consolidando una descentralización progresiva del abastecimiento.
La evolución ha sido sostenida. Desde Monte Plata Solar (30 MW en 2016) hasta desarrollos recientes como Mirasol (100 MW en 2024), el país consolidó una curva ascendente que se acelera en 2025 con la entrada de Washington Capital 2 y 3 (100 MW), Cotoperí I, II y III (144 MW), Coastal (110 MW), Peravia I y II (140 MW) y Cumayasa 4 (50 MW).
“El incremento neto de 1134.78 MW durante el año se debe a la entrada de proyectos estratégicos”, afirmó AABI Group.
El pipeline mantiene el dinamismo. Para 2026 ingresarán Payita II (50 MW), Monte Plata Fase II (30 MW), Cabreto 1 (50 MW), Levitals (40 MW) y Villarpando (100 MW). En 2027 se sumará Dominicana Azul I (101 MW).
“El Solar FV seguirá siendo la tecnología predominante, representando el 75% de la potencia proyectada de fuentes renovables para 2027”, subrayó AABI Group.
Este despliegue se explica por una caída estructural de costos. El CAPEX promedio pasó de 6200–6500 USD/kW en 2011 a cerca de 900 USD/kW en 2025, una reducción superior al 80%, incluso tras la disminución de incentivos fiscales.
BESS: condición necesaria para sostener la expansión
La potencia instalada no se traduce linealmente en generación efectiva. Aunque las renovables concentran 38.15% de la capacidad, su aporte real en 2025 fue de 19.99% de la energía producida, frente al 39% del Gas Natural y 28.7% del Carbón.
“El exceso de generación renovable que no puede ser integrada a la red en tiempo real ha generado un impacto económico adverso”, advirtió AABI Group.
El vertimiento acumuló 189082 MWh entre enero y diciembre de 2025, con pérdidas estimadas en 30.25 millones de dólares, alcanzando en diciembre 14.15 millones de dólares en un solo mes.
Actualmente operan más de 1300 MWh de almacenamiento bajo modalidad No PPA, pero el punto de inflexión llegará con la licitación de 600 MWn prevista para mayo de 2026.
La lógica es operativa y financiera: capturar excedentes solares en horas de baja demanda e inyectarlos en el pico nocturno, reduciendo costos marginales y desplazando generación térmica menos eficiente.
El desafío se amplifica porque la demanda máxima pasó de crecer 30 MW por año (2001-2014) a 170 MW anuales (2015-2025), con un incremento cercano a 800 MW en los últimos tres años.
Con 6052.73 km de líneas de transmisión, la infraestructura será determinante para integrar potencia renovable y almacenamiento sin comprometer confiabilidad.
La expansión ya está en curso. La capacidad para convertir casi 2 GW solares en generación gestionable y económicamente eficiente será el verdadero test del sistema hacia 2027.
Colombia ha sido oficialmente aceptada como el miembro número 33 de la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés), organismo autónomo de la OCDE y máxima autoridad técnica global en la materia.
Esta invitación es el resultado exitoso de un riguroso proceso de adhesión iniciado en 2021. Durante este periodo, el país robusteció su arquitectura institucional, sus instrumentos de gestión de crisis y sus capacidades técnicas para garantizar la estabilidad del suministro. A continuación de este anuncio, se iniciará el trámite correspondiente ante el Congreso de la República para la ratificación definitiva de este ingreso.
Tras la adopción formal de la decisión por la Junta de Gobierno, el Gobierno de Colombia deberá proceder a la firma del Instrumento de Adhesión al Acuerdo de la Agencia. Posteriormente, y de conformidad con los procedimientos internos aplicables a los tratados internacionales, el país completará el proceso de ratificación y depositará el instrumento correspondiente ante el Depositario. La membresía plena entrará en vigor una vez finalizados estos pasos formales.
Con este paso histórico, Colombia se integra al grupo de naciones que definen el rumbo de la seguridad energética, la expansión de fuentes limpias y la eficiencia global.
La política energética colombiana está estrictamente alineada con el Acuerdo de París. Como uno de los países más biodiversos y vulnerables al cambio climático, Colombia asume este liderazgo como un mandato ético. Los resultados respaldan esta visión: en los últimos tres años y medio, la participación de energías limpias de fuentes no convencionales en la matriz nacional ascendió del 2% al 16%.
El ministro de Minas y Energía, EdwinPalma, destacó la relevancia de este hito: “Esta invitación valida la solidez de nuestras instituciones y nuestra capacidad técnica. Ser miembro pleno de la AIE significa que el país se sienta en la mesa donde se toman las decisiones globales. Es un mensaje contundente de confianza para la inversión, estabilidad para los mercados y protección para los hogares colombianos”.
“Esta sinergia permitió que Colombia superara los rigurosos estándares de la Agencia, demostrando que la visión de un país descarbonizado es compatible con la seguridad energética y la estabilidad macroeconómica, Este ingreso es un triunfo de la planificación. Hemos demostrado que Colombia tiene la solidez técnica para responder a crisis globales y liderar el cambio hacia las energías limpias” complementó la directora de Planeación Nacional, NataliaIreneMolina.
El Directorio de YPF definió -en su reunión del 18/2- avanzar con la cesión del 100 % de la concesión de explotación convencional del área Manantiales Behr, ubicada en Chubut, a la empresa PECOM Servicios Energía S.A.U (de forma directa, e indirecta a través de su afiliada San Benito Upstream S.A.U).
Esta compañía había adquirido en 2024 el área Campamento Central – Cañadón Perdido y El Trébol-Escalante en la misma provincia.
Cabe destacar que YPF había iniciado el proceso de venta de este bloque a la firma Limay Energía SA, empresa del Grupo Rovella Capital. Sin embargo, al no haberse verificado la totalidad de las condiciones necesarias para el cierre de la operación por incumplimientos del oferente, el proceso de venta quedó sin efecto.
YPF informó que al cierre de 2025, Manantiales Behr tuvo una producción diaria aproximada de 25 kbbl/d de petróleo y 0,4 millones de m3/d de gas natural.
Se trata además de un área en la que YPF Luz desarrolló en 2018 un parque eólico.
Manantiales Behr formó parte de la serie de áreas que YPF incluyó en junio de 2025 en el denominado Proyecto Andes como parte de su “estrategia de optimización y gestión activa del portafolio de activos Convencionales”, que consiste en la decisión de dejar de operar tales áreas maduras, a través de la cesión a otros operadores privados y los Estados provinciales. (Principalmente en Chubut, Santa Cruz, y Tierra del Fuego).
YPF (que sigue siendo compañía de mayoría accionaria estatal (51 %) y ahora preside Horacio Marín) focalizó sus operaciones en áreas con yacimientos No Convencionales de petróleo y de gas en la formación geológica Vaca Muerta (NQN), donde es uno de los principales productores. También explora en otras que podrían alojar reservorios similares, y mantiene sus proyectos en el off shore.
“El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031”, señaló la compañía.
El gobernador Rolando Figueroa destacó la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de gas y petróleo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Su incorporación se logró gracias a la iniciativa del gobernador y al trabajo que llevó adelante el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, destacó el gobierno del Neuquén.
Se trata de un paso clave que permitirá consolidar la industria hidrocarburífera, acelerar inversiones y generar más empleo en la provincia. El gobernador destacó que el acuerdo “marca un nuevo punto de inflexión” para el desarrollo energético del Neuquén.
“Hemos logrado dar otro paso fundamental en la consolidación de la industria hidrocarburífera y la aceleración de las inversiones en nuestra provincia”, expresó Figueroa y amplió que “ahora podremos avanzar en un esquema de incentivos que genere más inversión, exportaciones y empleo”.
El mandatario ratificó además el desafío de monetizar los recursos de Neuquén para fortalecer el desarrollo productivo, el turismo y el empleo, y subrayó que “si a Neuquén le va bien, a la Argentina le irá bien”.
La incorporación de las inversiones upstream al RIGI no estuvo contemplada como necesaria en principio por el gobierno nacional, y es una gestión del gobernador iniciada hace meses. En diciembre del año pasado, Figueroa había formalizado el pedido a Caputo y propuso la incorporación de las inversiones, particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción.
La firma permitirá contribuir al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay, se argumentó.
“El desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”, remarcó Figueroa.
En declaraciones periodísticas Figueroa dijo que la incorporación al RIGI al Upstream provoca que las empresas tengan menos costos, “que paguen menos impuestos a las ganancias y al valor agregado, y generen mucha más actividad”. “Incentivamos la inversión porque tenemos solo una ventana de 30 años para poder producir gas y petróleo y para poder venderlos”, indicó Figueroa y remarcó que “tenemos que atraer las inversiones necesarias”.
Naturgy presentó sus resultados correspondientes a 2025, ejercicio en el que superó los 2.000 millones de euros de beneficio neto y batió tanto sus propias previsiones como el consenso del mercado, en un contexto de mayor complejidad para el sector en la segunda mitad del año.
La compañía informó un beneficio neto de 2.023 millones de euros, inversiones por encima de los 2.100 millones y una contribución a la sociedad en impuestos y tasas cercana a los 1.300 millones. Los dividendos abonados a los accionistas rondaron los 1.700 millones de euros.
En términos financieros, la deuda neta se mantuvo estable en torno a los 12.300 millones de euros al cierre de diciembre, con un perfil de vencimientos más aplanado, mientras que la liquidez se aproxima a los 10.000 millones. La empresa destacó que esta posición le otorga flexibilidad para aprovechar oportunidades de crecimiento. El rating corporativo asignado por S&P Global Ratings se consolida en BBB con perspectiva estable.
Foco inversor y suministro
La inversión se concentró principalmente en redes de distribución y en el desarrollo de energías renovables, áreas consideradas estratégicas para avanzar en la transición energética. En el negocio gasista, Naturgy cerró las condiciones comerciales y de precios hasta finales de 2027 del contrato de suministro por gasoducto desde Argelia, y firmó nuevos acuerdos de gas natural licuado con Estados Unidos.
En España, la compañía avanzó en la incorporación de biometano a sus redes, alcanzando actualmente 170 GWh. Asimismo, puso en marcha la nueva plataforma comercial NewCo, que definió como un precedente en el sector por su alcance y velocidad de implementación.
En generación eléctrica, subrayó su papel en la garantía de suministro al sistema español a través de una flota de 17 grupos de ciclos combinados distribuidos en 10 emplazamientos en el país.
Impacto de la OPA y desempeño bursátil
La empresa destacó la exitosa OPA sobre acciones propias ejecutada en el primer semestre de 2025, el aumento del free float y la mejora en la liquidez del valor. Estos factores facilitaron su regreso a los principales índices bursátiles internacionales antes de lo previsto, reforzando —según la compañía— el atractivo de la acción como destino de inversión.
El presidente ejecutivo, Francisco Reynés, señaló que “Estos resultados constatan, una vez más, el compromiso y la capacidad de todo el equipo Naturgy para cumplir lo que promete, y también confirman que la compañía avanza con determinación en su hoja de ruta”. Añadió que el proceso de transformación iniciado en 2018 ha permitido construir una compañía “más sólida, eficiente y mejor preparada para afrontar el futuro”.
Transformación 2018-2025
Desde 2018, Naturgy generó caja por alrededor de 41.000 millones de euros. De ese total, destinó más de 16.000 millones a inversión, cerca de 12.000 millones a retribución al accionista, más de 8.000 millones a impuestos y tasas, y más de 4.000 millones a reducción de deuda.
Como resultado, el retorno total para los accionistas en los últimos ocho años superó el 10% anual. La rentabilidad sobre el capital invertido (ROIC) se situó en 2025 en el 11,3%, más del doble que en 2018, mientras que la rentabilidad sobre recursos propios (ROE) pasó del 9,2% al 21,5%, niveles que la empresa ubicó por encima de sus comparables europeos.
Perspectivas y prioridades para 2026
De cara a 2026, Naturgy prevé mantener un nivel de resultados similar pese a un entorno energético desafiante. La compañía estima superar un Ebitda de 5.300 millones de euros y un beneficio neto de 1.900 millones, ejecutar inversiones orgánicas por unos 2.100 millones y situar la deuda en torno a los 13.500 millones.
También se comprometió a distribuir un dividendo mínimo de 1,8 euros por acción, por encima del correspondiente a 2025, en línea con su Plan Estratégico 2025-2027.
Entre sus prioridades inmediatas, la compañía enumeró la captura de oportunidades vinculadas a centros de datos, la resiliencia del negocio de redes con gestión regulatoria proactiva, la reducción de riesgos en la gestión energética, el aseguramiento del suministro con su flota de ciclos combinados, el desarrollo renovable bajo disciplina financiera, la expansión del biometano y la consolidación del nuevo modelo comercial centrado en el cliente.
Reynés afirmó que la empresa mantendrá como prioridad “seguir garantizando el suministro energético en todos los países donde opera” y avanzar en una “descarbonización responsable y efectiva”, al tiempo que crea valor para los accionistas.
Junta y cambios en el Consejo
El Consejo de Administración convocó Junta General de Accionistas para el 24 de marzo en Madrid, donde propondrá, entre otros puntos, el pago de un tercer dividendo de 0,57 euros por acción con cargo a 2025. De aprobarse, el dividendo total ascenderá a 1,77 euros por acción, por encima de los 1,70 euros comprometidos.
Tras recientes cambios accionariales, el Consejo acordó incorporar como consejero a Lars Bespolka a propuesta de IFM, que eleva de dos a tres sus consejeros dominicales. Asimismo, el accionista Blackrock-GIP reducirá de tres a dos sus representantes en el órgano.
Además, se propondrá a la Junta la renovación de los consejeros Jaime Siles y Ramón Adell. El Consejo decidió también adelantar la renovación del mandato del presidente ejecutivo y extenderlo hasta 2030.
Con el objetivo de reforzar la visión de largo plazo, se creó una Comisión de Visión Estratégica, presidida por Francisco Reynés e integrada por consejeros de todos los grupos representados. Asimismo, se rotaron las presidencias de las comisiones de Auditoría y Control (Helena Herrero), Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo (Claudi Santiago) y Sostenibilidad (Pedro Sainz de Baranda).
GeoPark se ubicó por primera vez entre las 10 empresas de mejor desempeño del sector Oil & Gas – Upstream, según S&P Global.
GeoPark fue incluida por segundo año consecutivo en el Anuario de Sostenibilidad de S&P Global, una evaluación de alcance mundial que reconoce a las compañías con mejor desempeño ambiental, social y de gobernanza (ESG) en 59 industrias.
La inclusión de la compañía se deriva de los resultados de la Evaluación de Sostenibilidad Corporativa (Corporate Sustainability Assessment – CSA) de S&P Global, que en esta edición evaluó a 9.200 empresas a nivel mundial.
En la misma evaluación, GeoPark se ubicó por primera vez entre las 10 empresas de mejor desempeño del sector Oil & Gas – Upstream & Integrated, dentro de un universo de 109 empresas evaluadas, según informó la compañía.
En Colombia y Argentina, países donde opera GeoPark, el reconocimiento también fue otorgado a otras organizaciones referentes en la gestión ambiental, social y de gobernanza como YPF, Grupo Argos, Grupo Cibest (Bancolombia), ISA y Terpel, entre otras.
El Anuario de Sostenibilidad de S&P Global es una de las métricas más utilizadas por inversionistas y analistas a nivel global para evaluar y comparar el desempeño en sostenibilidad de empresas en diferentes sectores.
Transparencia, ética y gestión
El desempeño de GeoPark fue destacado especialmente en aspectos como transparencia y reporte, ética de los negocios, gestión y política ambiental, salud y seguridad en el trabajo, gestión de energía y derechos humanos.
Felipe Bayon, Chief Executive Officer de GeoPark, afirmó que “este reconocimiento refleja nuestro compromiso para que la sostenibilidad sea el eje sobre el que gestionamos el negocio, siempre con la misión de generar valor para los grupos de interés, entre ellos las comunidades vecinas a nuestra operación”.
Y añadió que “la evaluación de S&P Global muestra la consistencia con la que ejecutamos esta estrategia, pensando siempre en la protección del medio ambiente, la aplicación de los mejores estándares de gobierno corporativo y la generación de beneficios económicos que se irrigan en las comunidades. Crecemos junto con nuestros grupos de interés, impulsando su desarrollo de manera sostenible”.
El ministro de Economía, Luis Caputo, junto al gobernador de Neuquén Rolando Figueroa.
El gobierno nacional oficializó este miércoles la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones de las actividades del upstream de hidrocarburos. La medida se tomó a partir de un pedido que efectuó en diciembre el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
«Fuertísimo! El RIGI para el upstream va a potenciar y acelerar la inversión en Vaca Muerta!», escribió el ministro de Economía, Luis Caputo, en X al repostear un mensaje de Figueroa sobre el tema.
El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, había anticipado la decisión en diciembre durante el almuerzo del Día del Petróleo. El objetivo central de esta medida es acelerar el flujo de capitales y la producción incremental en el sector energético, otorgando beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios a proyectos de gran escala
El posteo de Caputo en la red social X.
Si bien el RIGI está vigente para obras de infraestructura para hidrocarburos, se considera que esas inversiones millonarias contempladas representan la mitad de un proyecto. La otra mitad es la producción que por la dinámica del no convencional requiere elevadas tasas de reinversión anual, financiamiento intensivo, ciclos de inversión continua, escalabilidad para sostener curvas de desarrollo.
El gobernador Figueroa celebró la medida
“La incorporación al RIGI ofrece herramientas que van a permitirle a la industria ser mucho más eficiente y a su vez incentivar la inversión”, remarcó Figueroa. Luego agregó que “incentivamos la inversión porque tenemos solo una ventana de 30 años para poder producir gas y petróleo y para poder venderlos”.
“Ratificamos el desafío de monetizar nuestros recursos para impulsar el desarrollo productivo, el turismo y el trabajo neuquino, con reglas claras y previsibilidad. Porque si a Neuquén le va bien, a la Argentina le va bien”, posteó el gobernador al dar a conocer la novedad.
Por otra parte, el gobernador informó que participará del “Argentina Week”, que se desarrollará durante el mes próximo en Nueva York, Estados Unidos, y que contará con la presencia del presidente Javier Milei.
“Para nosotros es el Neuquén Week, porque una de las provincias que ha despertado mayor interés ha sido Neuquén”, indicó Figueroa y detalló que el 9 de marzo “vamos a estar con inversores en Nueva York” y el 12 “las provincias vamos a estar presentando los emprendimientos que tenemos para poderle ofrecer al mundo”.
Pecom volvió a operar yacimientos el año pasado luego de haberle vendido sus activos a Petrobras en 2003.
La petrolera YPF finalmente no le venderá Manantiales Behr a Rovella Capital, pues, tal como adelantó EconoJournal, la constructora fundada por Mario Rovella, no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido. Su lugar será ocupado por Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, quien había presentado la segunda mejor oferta.
Pecom cerró en agosto de 2024 la compra de los clústers de campos madurosCampamento Central – Cañadón Perdido (al 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía) y El Trébol – Escalante. De ese modo, retornó a operar yacimientos hidrocarburíferos 21 años después de haberle vendido sus activos locales a Petrobras en mayo de 2003.
Aquel primer paso se termina de consolidar ahora con su desembarco en Manantiales Behr, La concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos “El Trébol – Caleta Córdova”, “Km. 9 – Caleta Córdova”, y “Manantiales Behr – Cañadón Perdido” en Chubut y La venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20. El histórico campo convencional tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles el tercer trimestre de 2025.
Rovella no pudo cumplir con lo prometido
YPF había confirmado la venta de Manantiales Behr el pasado 16 de enero a través de una comunicación enviada a la Comisión Nacional de Valores. Allí detalló que el acuerdo lo había firmado con Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, por US$ 575 millones, de los cuales “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.
La propuesta económica presentada por Rovella Capital había sido, además, ampliamente superior a la de su inmediato competidor —con una diferencia estimada en más de US$ 150 millones—, un factor determinante para que el directorio de YPF optara por adjudicarle el activo con el objetivo de maximizar el ingreso por la desinversión.
Sin embargo, Rovella no pude efectivizar el pago del 60% del mono comprometido. En la industria es habitual que el closing de transacciones de esta magnitud enfrente contramarchas, dado que la estructuración definitiva del financiamiento suele constituir el eslabón más frágil del proceso y el principal riesgo para la concreción de operaciones que involucran montos tan elevados.
Texas GulfLink proyecta construir una plataforma offshore con dos boyas para cargar buques petroleros VLCC.
Japón avanzará en una inversión de US$ 2100 millones para construir una terminal de exportación de petróleocrudo en Texas, como parte de un gran acuerdo comercial con los Estados Unidos cuyas primeras inversiones fueron confirmadas este martes.
El proyecto de la empresa Texas GulfLink contempla exportaciones equivalentes a un millón de barriles por día, con tiempos de carga de buques petroleros de máxima capacidad (VLCC) similares a los que tendrá el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en la Argentina.
EE.UU. y Japón confirmaron este martes la ejecución de tres proyectos de inversión que estaban contemplados en el acuerdo comercial firmado el año pasado. El gobierno japonés se había comprometido a invertir US$ 550.000 millones en territorio estadounidense para lograr reducciones en distintos aranceles aplicados por la administración de Donald Trump.
La inversión más importante será en el proyecto de central termoeléctrica a gas natural más grande de EE.UU., que tendrá una potencia instalada de 9200 MW. La central será construida en Ohio y la inversión comprometida por Japón es de US$ 33.000 millones.
“La escala de estos proyectos es tan grande que no podrían realizarse sin una palabra muy especial: aranceles”, afirmó Trump en un posteo en sus redes sociales.
Nueva terminal de exportación de petróleo en EE.UU.
El proyecto de Texas GulfLink involucra la construcción de un puerto de aguas profundas en la costa de Texas para operar con buques petroleros del máximo porte (VLCC). La capacidad de exportación de petróleo declarada promediará un millón de barriles por día.
El puerto, que alojará hasta doce tanques de almacenamiento con una capacidad para almacenar 755.379 barriles por cada tanque, estará conectado a una plataforma offshore a 70 km de distancia, a través de un oleoducto de 42 pulgadas.
La plataforma offshore incluirá dos boyas SPM de amarre catenario (CALM), que permitirán cargar hasta 85.000 barriles por hora, lo que equivale a un tiempo de carga de aproximadamente 48 hs para un buque VLCC.
Texas GulfLink informó que dará servicio a aproximadamente quince VLCC por mes, o aproximadamente 183 VLCC al año. Un buque petrolero VLCC suele tener una capacidad para transporar entre 1,9 y 2,2 millones de barriles de petróleo.
En concreto, Texas GulfLink contempla por el momento exportar un equivalente a un millón de barriles por día. El Departamento de Comercio estima que a plena capacidad se espera que genere exportaciones anuales por entre 20.000 y 30.000 millones de dólares.
Proyecto VMOS: sus similitudes con la plataforma de Texas GulfLink
Vaca Muerta Oil Sur: la obra superó el 50% de avance en enero.
Los tiempos de carga de Texas GulfLink serán similares al proyecto Vaca Muerta Oil Sur, que también contempla la instalación de dos boyas CALM, con un tiempo de carga por cada buque VLCC estimado en 44,5 horas.
El proyecto VMOS incluye un oleoducto que conectará la producción en Vaca Muerta, provincia de Neuquén, con una terminal portuaria de exportación en Punta Colorada, Río Negro. La terminal de exportación tendrá seis tanques con una capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 de petróleo por unidad.
La fase inicial del oleoducto será inaugurada en diciembre de este año y contará con una capacidad de transporte de 180.000 bpd. 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.
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.
Las seis propiedades que adquirió AbraSilver suman más de 6.200 hectáreas a Diablillos.
AbraSilver, la compañía minera controlada por Central Puerto, adquirió múltiples áreas en el proyecto de oro y plataDiablillos, ubicado en la provincia de Salta. La intención de la compañía es incrementar el potencial de exploración y expansión futura a gran escala del proyecto. En total, las nuevas propiedades suman más de 6.200 hectáreas a Diablillos.
AbraSilver informó este miércoles que concretó acuerdos con diversas firmas independientes para adquirir seis propiedades mineras estratégicas cercanas a Diablillos. “Estas adquisiciones ampliarán significativamente la cartera de proyectos de exploración de la compañía y garantizarán la disponibilidad de infraestructura crítica para futuras expansiones de la producción”, indicaron desde la minera.
La minera adquirió en simultáneo las áreas Bianca X y El Chanal, en San Antonio de los Cobres, que le permiten el acceso a recursos hídricos adicionales. También compró el proyecto Condoryacu, donde se identificaron muestras de oro y plata adyacentes a Diablillos, y la concesión María Amalia I. Por último, adquirió Mi Belelo III y Natalia, áreas que le proporcionan un control de terrenos contiguos, que le garantiza un camino despejado para el desarrollo a gran escala.
Central Puerto y AbraSilver
Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, se convirtió en la controlante de la minera AbraSilver en marzo del año pasado luego de adquirir la mayoría del paquete accionario. De este modo, la generadora eléctrica también desembarcó en el sector de exploración de cobre, ya que AbraSilver también tiene a cargo el proyecto cuprífero La Coipita, ubicado en San Juan.
Central Puerto ingresó al sector minero en abril de 2024 comprando una parte minoritaria de AbraSilver, una empresa junior de capitales canadienses. En 2025 amplió su participación para convertirse en la controlante.
Fue la primera inversión en el sector minero de Central Puerto, cuyos principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany. En diciembre de 2024 también desembarcó en el negocio del litio al adquirir el 27,5% del proyecto Tres Cruces, ubicado en Catamarca.
Proyecto de oro y plata Diablillos
El proyecto Diablillos está en etapa de exploración avanzada. Está ubicado a 150 km de la capital salteña y es 100% propiedad de la minera AbraSilver. Los recursos estimados suman 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro y es uno de los desarrollos más relevantes de estos minerales de la Argentina.
John Miniotis, presidente y director Ejecutivo de AbraSilver, señaló que “estas adquisiciones estratégicas representan un paso proactivo para reducir el riesgo y mejorar el valor a largo plazo del distrito Diablillos. Al ampliar nuestra posición territorial y obtener los derechos de infraestructura esenciales ahora, brindamos a la compañía la flexibilidad y las opciones necesarias para escalar el proyecto mucho más allá de los parámetros base de nuestro próximo Estudio de Factibilidad Definitivo, incluyendo la extensión de la vida útil de la mina y la expansión de la capacidad de procesamiento”.
AbraSilver adquirió el proyecto exploratorio Diablillos en 2016. “Está compuesto por 15 concesiones mineras contiguas y superpuestas con excelente acceso vial durante todo el año”, resalta la compañía. Hasta el momento se perforaron más de 150.000 metros.
La exploración hasta la fecha identificó múltiples ocurrencias de mineralización de óxido de plata y oro en las áreas Oculto, JAC, Laderas y Fantasma, ubicadas a una distancia de entre 500 metros y 1,5 kilómetros alrededor del epicentro de Oculto-JAC.
Ron Hochstein, el CEO de Vicuña Corp que encabeza el desarrollo de cobre, oro y plata binacional que prevé una inversión inicial de US$ 7.100 millones en San Juan, expresó que el Régimen de Incentivo a las Grandes inversiones (RIGI) es de «criticidad altísima, sin el cual no habría proyecto». El directivo aseguró que el marco normativo es una de las “precondiciones de sancionar la decisión final de inversión” que los accionistas BHP y Lundin esperan tomar antes de fin de año,
Al ofrecer en Buenos Aires una rueda de prensa junto a José Morea, Country Director para la Argentina y Chile, Hochstein dio detalles de la construcción del complejo minero y los pasos que se irán dando hasta la primera producción y exportación en 2030, anunciada en la reciente presentación de la Evaluación Económica Preliminar (PEA).
“El RIGI es de criticidad altísima, sin lo cual no habría proyecto y eso lo venimos comunicando al presidente (Javier Milei) en las reuniones que hemos tenido. Es una de las precondiciones de sancionar la decisión final de inversión. Es una inversión muy grande, de muy largo plazo, y el RIGI proporciona estabilidad al régimen fiscal, lo que es extremadamente necesario para este tamaño de inversiones», afirmó Hochstein.
Para el directivo, «el RIGIpermite garantizar estabilidad para que las inversiones, en lugar de ir a otros lugares del mundo, puedan venir a la Argentina y con la cancha nivelada ser competitiva«. La PEA presentada a comienzos de semana prevé una inversión total de US$18.000 millones a lo largo de los primeros diez años del proyecto, con lo cual aspira a ser la mayor inversión extranjera directa en la historia del país.
José Morea, Country Director para la Argentina y Chile de Vicuña.
A fines de 2025, Vicuña se presentó al RIGI en la categoría de Proyecto de Exportación de Exportación de Largo Plazo (Peelp)para la incorporación de los depósitos Josemaría y Filo del Sol, denominados en conjunto el Proyecto Vicuña. Ambos yacimientos se encuentran a 4.300 y 5.200 metros de altura, respectivamente, a unos 10 kilómetros del límite con Chile.
Ley de Glaciares y Tratado Binacional
Respecto a la Ley de Glaciares y los posibles condicionamientos sobre el área de operaciones, Hochstein aclaró que la legislación vigente «no presenta interferencias con crioformas o glaciares que limiten el plan de trabajo en ninguna de sus tres etapas«. Morea complementó que una eventual clarificación de la norma serviría para “facilitarle la vida a los funcionarios provinciales a la hora de acelerar sus evaluaciones de impacto ambiental”, evitando ambigüedades en el proceso de aprobación.
El Poder Ejecutivo envió el proyecto que modifica el «Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial» como parte del temario de sesiones extraordinarias. El proyecto busca clarificar que no todos los glaciares y ambiente periglacial constituyen reservas estratégicas de recursos hídricos, y deja esa definición a cada una de las provincias.
Tras una inversión de más de US$1.000 millones realizada en los últimos años, el cronograma presentado en la PEA prevé que, con una decisión de inversión hacia fines de 2026, la construcción comenzaría formalmente con desembolsos en 2027, apuntando a la primera producción para 2030. No obstante, el desarrollo pleno de la infraestructura requiere una evolución en los acuerdos con el país vecino.
La PEA de Vicuña integró los yacimientos de Josemaría y Filo del Sol.
“Hay muchos temas en los cuales avanzar, como cerrar los estudios de ingeniería, sellar los acuerdos con la provincia de San Juan, y la evolución del acuerdo bajo el tratado binacional con Chile. Contamos con un acuerdo de exploración vigente para operar indistintamente a uno u otro lado de la frontera para pasar sin aduana, pero hay que llevarlo hacia un acuerdo de explotación en la etapa de desarrollo”, explicó el CEO.
Esa instancia debe llevar la firma de los presidentes de los dos países, como corolario de un trabajo técnico que llevan adelante la Cancillería y el MInisterio de Economía (en cuya órbita se encuentra la Secretaría de MInería) de la Argentina. La contraparte reúne a los ministerios de Relaciones Exreriores, de Finanzas y Mineria del vecino país.
Empleo, producción y exportaciones
Respecto al impacto socioeconómico, el proyecto prevé una demanda laboral masiva. Se estima que la operación requerirá entre 5.000 y 5.500 empleos directos y unos 19.000 indirectos, alcanzando un pico de 12.000 trabajadores durante el máximo nivel de construcción. Esa previsión genera una demanda de formación y capacitación que los directivos aseguran ya se está trabajando con la provincia de San Juan.
Sin embargo, Hochstein se manifestó en desacuerdo con establecer cupos de trabajadores locales en los proyectos mineros. «Nunca me gustaron ese tipo de acuerdos. No hace falta imponer restricciones sino trabajar juntos en escuelas técnicas, universidades y en capacitar. Todos ganan si implementasmos esta manera de trabajar en conjunto en vez de que exista una cuota del 50%, donde los trabajadores en vez de estar incentivados en capacitarse se queden a esperar que esa cupo se cumpla».
En términos de producción, los directivos repasaron que las previsiones posicionan a Vicuña entre las cinco principales operaciones de cobre, oro y plata a nivel mundial. Se prevé una producción anual promedio durante los primeros 25 años de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata.
Así, sólo durante la primera década, el proyecto entregaría al mercado aproximadamente 2,5 millones de toneladas de cobre y 214 millones de onzas de plata. Estas cifras se traducen en un potencial exportador que en años pico permitirían ventas al exterior que superarían los US$6.000 millones anuales, calculados sobre precios conservadores de US$4,6 la libra de cobre y US$3.300 la onza de oro y US$40 la onza de plata.
El yacimiento binacional de Filo del Sol, a 5.300 metros de altura.
La apuesta de los accionistas se fundamenta en el déficit proyectado de cobre a nivel mundial. Ambos directivos resaltaron que Vicuña es «casi único en el mundo» por su escala y leyes de mineral. “Para poder cerrar la brecha entre la oferta actual y la demanda de cobre proyectada se necesitan 10 proyectos como Vicuña en los próximos años. El precio tiene una fuerza muy importante por la falta de proyectos así».
«Pero además -agregó Hochstein-, como el mineral está relativamente cerca de la superficie, nos permite un proyecto de menores costos operativos. Va a estar produciendo de forma constante, independientemente de la fluctuación del precio, y por ese motivo va a ser también uno de los más eficientes del mundo”.
La infraestructura del proyecto
En cuanto a la matriz de recursos para la operación, la empresa confirmó que las necesidades de energía eléctrica serán totalmente abastecidas desde la Argentina. Para eso se está definiendo la ingeniería de una línea de alta tensión de unos 250 kilómetros, en 220kv y 550 kv, desde el proyecto hasta la Estación Transformadora Rodeo, donde se vinculará al sistema interconectado. Pero las múltiples necesidades tambén contemplan la incorporación futura de energías renovables.
Por su parte, el manejo del agua y el transporte del mineral seguirán un esquema de desarrollo progresivo: mientras que la primera etapa utilizará la infraestructura existente, para las fases más avanzadas se proyecta -bajo un modelo de outsourcing– la construcción de una planta desalinizadora de agua de mar en el Pacífico y un ducto de concentrado que cruce hacia Chile, lo que reemplazará el traslado en camiones.
Vicuña entre las cinco principales minas de cobre, oro y plata del mundo.
Es esta integración la que requiere que el actual protocolo de exploración bajo el Tratado Binacional evolucione hacia uno de explotación, permitiendo un movimiento logístico eficiente entre ambos países. No obsante, aclararon que el 90% de los recursos a explotar se encuentran en territorio argentino, y sólo el 10% del lado chileno.
Respecto a la salida de la producción, si bien la totalidad del concentrado de cobre será reportado desde la Argentina, la compañía evalúa los puertos del Pacífico como la opción más competitiva debido a la ventaja logística que ofrecen para los refinadores del mercado asiático. En una segunda etapa, se contempla la construcción de una planta de refinado de concentrado en Chile, lo que optimizaría los costos operativos y consolidaría a Vicuña como un jugador de bajo costo a nivel global.
El Reporte N°35 del IIEP (febrero 2026) no trae un salto tarifario estridente, pero sí consolida algo más profundo: la transición hacia un esquema donde la energía vuelve a pagarse mayormente a costo y donde los subsidios dejan de estructurar el precio mayorista, especialmente en gas natural.
El cambio no es solo cuantitativo. Es institucional y operativo.
Electricidad: más cobertura, menos transferencia implícita
La cobertura promedio del costo del sistema eléctrico residencial alcanzó en febrero el 72%, frente al 62% de enero. El salto de 10 puntos porcentuales no obedece a un shock de demanda ni a una modificación en la matriz de generación, sino a la implementación plena del nuevo Esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
Para los usuarios sin subsidio, la cobertura del costo de abastecimiento vuelve al 100%, nivel ya observado en febrero de 2025. En cambio, para los hogares con bonificación —equivalentes al antiguo N2— la cobertura pasa del 29% interanual a 50%, siempre con el límite de 300 kWh mensuales subsidiados.
La señal es clara: el Tesoro reduce su exposición directa en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el traslado a tarifa gana peso.
Un cambio más relevante: cómo se forma el precio en el MEM
Más allá de la segmentación, el informe confirma la consolidación del nuevo esquema de determinación del precio mayorista eléctrico iniciado con la Resolución S.E. 400/2025.
Se abandona progresivamente el criterio basado en costos medios y se incorpora señal de costo marginal horario. Esto no implica una liberalización plena, pero sí un reordenamiento de la estructura de precios entre:
Demanda Estacionalizada (Generación Asignada bajo contratos y regulación)
Mercado Spot (energía no contractualizada)
En verano, el precio Spot resulta inferior al asignado, en parte por menores costos térmicos asociados a disponibilidad de gas doméstico. El interrogante queda abierto hacia invierno, cuando el reemplazo por GNL o combustibles líquidos suele presionar los costos marginales.
En este contexto, la estructura de la factura final también refleja mayor exposición al componente energético. Para usuarios sin subsidio, el 36% corresponde a energía, 38% al VAD y 27% a impuestos.
La recomposición no es homogénea entre jurisdicciones, dado que el componente VAD continúa dependiendo de decisiones regulatorias provinciales, lo que mantiene la dispersión tarifaria.
Gas natural: fin del subsidio al precio PIST
Si en electricidad el ajuste es progresivo, en gas natural febrero marca un corte más nítido: desaparecen las bonificaciones al precio mayorista.
La cobertura del costo de abastecimiento alcanza el 100–101%. No hay segmentos con precio mayorista bonificado.
Esto tiene consecuencias directas sobre los antiguos N2 y N3, que enfrentan aumentos del 117% y 80% respectivamente en el cargo variable, al integrarse en un único esquema sin subsidios al gas.
La factura promedio país sin subsidios se ubica en torno a $30.291 mensuales (consumo estacionalizado).
En la composición final, el precio del gas representa el 32%, el VAD el 46% y los impuestos el 22%.
Desde la lógica sectorial, esto implica una convergencia hacia recuperación plena del costo de abastecimiento y menor distorsión en la señal upstream–downstream. La eliminación del subsidio al PIST reordena la ecuación de incentivos para productores y comercializadores, aunque mantiene el desafío de sostenibilidad social en segmentos de bajos ingresos.
Subsidios energéticos: aumento interanual, pero caída estructural
A primera vista, el informe muestra un aumento real acumulado del 175% interanual en subsidios energéticos. Sin embargo, la dinámica responde principalmente a mayores transferencias a CAMMESA y ENARSA en el primer bimestre.
En medición de 12 meses corridos, los subsidios reales siguen en contracción:
-32% interanual
-60% respecto a diciembre 2023
-74% respecto al pico de junio 2022
Es decir, el sistema mantiene una tendencia estructural de reducción de asistencia, aun cuando los devengamientos de inicio de año alteren la comparación puntual.
Hidrocarburos: recuperación del crudo y estabilidad relativa en surtidor
En combustibles líquidos, febrero muestra precios promedio de:
$1.877 nafta premium
$1.648 nafta súper
$1.945 gasoil premium
$1.753 gasoil común
El precio del barril, en tanto, exhibe una recuperación respecto a diciembre (+10%), aunque aún se mantiene entre 9% y 15% por debajo del nivel interanual.
La evolución del crudo introduce una variable clave para el segundo trimestre: mayor presión potencial sobre costos térmicos y márgenes de refinación, en un contexto donde la política tarifaria ya redujo sustancialmente el colchón fiscal.
Una matriz con menos amortiguación fiscal
El dato estructural que deja febrero no es un número puntual de factura, sino un cambio de arquitectura:
Electricidad con cobertura creciente y señal marginal más visible.
Gas con eliminación total de subsidios al abastecimiento.
Subsidios energéticos en tendencia descendente en términos reales.
Mayor exposición de la demanda a costos efectivos del sistema.
El sistema energético argentino entra en una etapa de menor amortiguación fiscal y mayor disciplina de precios relativos. El verdadero test llegará en invierno, cuando converjan mayor demanda, presión sobre generación térmica y el nuevo esquema ya sin margen para retrocesos graduales.
El Ente Nacional Regulador del Gas reempadronó a la operadora del mercado internacional de GNL Excelerate Energy SRL en el Registro de Comercializadores del ENARGAS, accediendo a una presentación que la empresa realizó ante la Autoridad Regulatoria en cumplimiento de lo establecido en la Resolución 94/2020.
El reempadronamiento se concretó ahora mediante la Resolución 72/2026. Se considera comercializador a toda persona jurídica de derecho público o privado que compra y vende gas natural y/o transporte de gas natural por cuenta y orden de terceros, y que ha sido reconocida expresamente como tal por el ENARGAS, e inscripta en el Registro de Comercializadores, con excepción de las Licenciatarias de Distribución y los Subdistribuidores.
Cabe referir que la Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía, anunció la semana pasada que convocará a una licitación pública nacional e internacional para seleccionar a un comercializador que se encargue de importar Gas Natural Licuado y comercializar en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal portuaria de Escobar, y con punto de entrega al sistema en Los Cardales.
La medida, dispuesta a través de la Resolución 33/2026, establece el marco y los lineamientos técnicos y comerciales que deberán incorporarse a los pliegos, con el objetivo de que la provisión se resuelva mediante competencia, con reglas claras y trazabilidad, se comunicó.
La licitación prevé una etapa de precalificación para evaluar antecedentes y solvencia, y la adjudicación se definirá por el menor adicional en U$S/MMBTU sobre el marcador TTF, que será ofertado por las empresas participantes y que deberá cubrir los costos logísticos y operativos asociados a la operatoria.
El esquema contempla la selección de un único operador para coordinar integralmente la programación de buques, la gestión de inventarios y la utilización de la unidad flotante de regasificación, evitando superposiciones y conflictos operativos en una infraestructura que requiere administración unificada para operar con eficiencia y previsibilidad, se argumentó. La R-33 fijó un cronograma de referencia para concluir el proceso en un plazo aproximado de 40 días desde su publicación (ya oficializada) y establece los parámetros generales para la implementación, dejando la convocatoria y ejecución operativa de la licitación en cabeza de ENARSA conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación.
Energía Estratégica elaboró un reporte exclusivo sobre la situación actual y perspectivas a futuro de las energías renovables y el almacenamiento en baterías en Argentina, en un contexto marcado por una transformación estructural bajo la presidencia de Javier Milei, para avanzar hacia un mercado basado en acuerdos entre privados y precios basados en costos marginales.
El país alcanza actualmente 7843 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista, sin contabilizar las grandes hidroeléctricas superiores a 50 MW. La matriz está dominada por 4531 MW eólicos y 2475 MW solares, con fuerte concentración en Patagonia (1662 MW eólicos) y Buenos Aires + GBA (1971 MW eólicos), mientras Cuyo lidera en fotovoltaica con 1095 MW.
Sin embargo, el crecimiento futuro —estimado en 5492 MW en pipeline— enfrenta una limitación estructural vinculada a la capacidad de transporte, identificada como el principal cuello de botella del sistema.
En este escenario, los principales players consolidan su liderazgo combinando la ejecución y desarrollo de nuevos proyectos de generación, almacenamiento y expansión en infraestructura de transporte eléctrico, que explican gran parte de la capacidad instalada y en curso a nivel nacional.
Genneia (1.616 MW), YPF Luz (756 MW), Central Puerto (570 MW), PCR (545 MW), MSU Green Energy (335 MW), Pampa Energía (427 MW), Coral Energía (400 MW), AES Argentina (357 MW) y 360 Energy (245 MW) suman en conjunto más de 5250 MW operativos entre eólica y solar.
A ello se agregan los más de 1200 MW desarrollados por Solar DQD como EPCista, junto con 25 MW propios.
En materia de construcción y expansión inmediata, estas compañías acumulan más de 1400 MW renovables en ejecución o ingeniería avanzada; sumado a que el almacenamiento toma protagonismo dentro de su pipeline, ya sea por lo adjudicado en la licitación AlmaGBA (713 MW asignados en 2025 a un precio promedio de alcanzó USD 11964 MW-mes), como también futuros proyectos a través del Mercado a Término.
Asimismo, el sector energético de Argentina está a la expectativa del lanzamiento de la nueva convocatoria AlmaSADI, por lo que junto al volumen de proyectos ya en marcha, el almacenamiento se consolida como nuevo eje de expansión de corto plazo.
Es por ello que el Mercado a Término (MAT) se consolidará como vehículo central para la expansión renovable, siguiendo lo hecho como principal driver de crecimiento para las renovables en los últimos años.
Actualmente existen 136 proyectos adjudicados con prioridad de despacho por 6019,7 MW, de los cuales 3726,5 MW corresponden al MATER Pleno (sin limitaciones de inyección) y 2.293,2 MW al mecanismo Referencial A, con posible curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten obras de transporte.
Adicionalmente, se registran 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 pedidos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial. La asignación de prioridad se convierte así en el mecanismo clave para racionar la limitada capacidad de red disponible.
No obstante, la expansión estructural depende de la infraestructura de transmisión. El Decreto 921/2025 habilita un modelo de concesión de obra pública financiado por capital privado, con repago vía cargo tarifario regulado. Tres proyectos prioritarios —AMBA I (más de 500 kilómetros), la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca— suman más de 1.300 kilómetros de red y serán determinantes para liberar capacidad.
Desde una perspectiva estratégica, el almacenamiento representa la oportunidad de ejecución más rápida y mayor visibilidad en el corto plazo (1 a 2 años). La generación utility scale mantiene alto potencial técnico, aunque condicionada por transporte y consolidación contractual (2 a 4 años). Las redes de transmisión constituyen la inversión de mayor escala e impacto sistémico, con retornos regulados y horizonte de 4 a 8 años.
El mercado energético argentino transita así una transición dual: tecnológica y regulatoria. La combinación de liderazgo empresarial, liberalización contractual, incentivos fiscales como el RIGI y concesiones privadas en infraestructura configura un nuevo equilibrio competitivo donde la asignación eficiente de capital dependerá de la capacidad de estructurar contratos, asegurar prioridad de despacho y gestionar riesgo regulatorio.
Argentina redefine su mercado eléctrico bajo una lógica de mercado abierto, donde la oportunidad no se limita al recurso natural, sino a la integración estratégica entre generación, almacenamiento y transporte en un entorno de transformación estructural.
La empresa noruega Interoil Exploration & Production ASA anunció días atrás que cerrará todas sus operaciones en Argentina, incluyendo su participación en el bloque Bajo del Toro Este dentro de Vaca Muerta. La firma, que mantenía una sociedad con Selva María Oil y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), justificó la decisión ante el “deterioro sostenido del entorno operativo y de inversión en la provincia de Santa Cruz”, extendiendo la medida a sus activos en Neuquén.
Desde Oslo, Interoil informó que esta salida definitiva responde a una “evaluación estratégica” realizada en coordinación con sus socios locales y las autoridades regulatorias argentinas. A pesar de las expectativas iniciales, la compañía no logró consolidar una posición relevante en la formación no convencional de Vaca Muerta, y su retiro se produce en un contexto donde las operaciones se concentran cada vez más en empresas con mayor respaldo financiero, como YPF, Vista, Shell y PAE.
El bloque Bajo del Toro Este forma parte de una ventana petrolera con alto potencial, pero hasta ahora no logró escalar productivamente. La participación de Interoil en esta área se enmarcaba en compromisos de inversión conjuntos con el empresario José Luis Manzano y la empresa provincial GyP.
Este retiro se suma a un antecedente ocurrido en septiembre del año anterior, cuando la empresa Petrominera resolvió rescindir el contrato con Selva María Oil, vinculada al grupo de Manzano y Daniel Vila, en el área Mata Magallanes Oeste en Chubut. Ese contrato, firmado en 2018 con el gobierno provincial, involucraba también a Interoil. La rescisión se basó en supuestos incumplimientos por parte de las empresas privadas, y la firma noruega informó que junto con sus abogados evalúa acciones legales para impugnar la medida y proteger sus derechos.
El retiro de Interoil pone nuevamente en evidencia las dificultades estructurales y los desafíos que enfrentan ciertas inversiones en el sector energético argentino, especialmente en regiones claves como Santa Cruz y Neuquén. Mientras tanto, otras compañías con mayor capacidad financiera continúan consolidando su presencia en la formación no convencional más importante del país.
Santander Argentina e YPF anunciaron una alianza estratégica de largo plazo para integrar soluciones financieras del banco dentro del ecosistema de APP YPF, uno de los entornos digitales de mayor alcance del país.
El acuerdo busca simplificar la experiencia financiera cotidiana de millones de personas, combinando la infraestructura, la escala y los estándares de seguridad de Santander con la capilaridad y el uso intensivo de APP YPF, que hoy cuenta con más de 7 millones de descargas, 3 millones de usuarios activos y 2,6 millones de cuentas virtuales (CVU) activas.
A partir de esta alianza, Santander será el banco encargado de administrar las cuentas virtuales de YPF Digital, habilitando dentro de la aplicación la gestión de saldos, transferencias y pagos. Además, los fondos disponibles podrán remunerarse automáticamente a través de Fondos Comunes de Inversión de Santander, generando rendimientos de forma simple y transparente.
En la actualidad, el dinero en cuenta propia ya representa más del 35 % de los pagos realizados con APP YPF.
La billetera digital de YPF permite operar en más de 1.650 puntos de venta de su red -incluyendo estaciones de servicio, Tiendas Full y Boxes-, además de realizar pagos fuera del ecosistema YPF y abonar más de 6.000 servicios. Hoy, 4 de cada 10 pagos en la red de YPF son digitales, con un promedio de 400 pagos por minuto.
El CEO de Santander Argentina, Alejandro Butti, señaló que “esta alianza con YPF Digital es un paso clave en nuestra estrategia de largo plazo: integrar a Santander como socio financiero y tecnológico de los principales ecosistemas digitales del país. No se trata solo de una solución puntual, sino de una plataforma con nuevos hitos por delante, pensada para simplificar la vida cotidiana de millones de personas y acompañar la evolución de los pagos y las finanzas en la Argentina”.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, afirmó que “con Santander Argentina nos une una relación de muchos años que hizo posible viabilizar proyectos estratégicos para el desarrollo de la compañía. Esta alianza que firmamos ahora forma parte de ese trabajo conjunto y nos permitirá poner a disposición de todos los usuarios de APP YPF nuevas herramientas financieras para potenciar la experiencia de nuestros clientes. Confiamos en poder seguir trabajando con Santander en los desafíos que tenemos por delante”.
Desde YPF Digital destacaron que el acuerdo potencia su ecosistema al incorporar capacidades financieras que fortalecen su propuesta de valor y acompañan su evolución hacia la plataforma digital que lidere la movilidad en Argentina, integrando pagos, servicios y soluciones financieras en una única experiencia.
El vínculo con Santander e YPF también se extiende a otras áreas de negocios viabilizando el financiamiento para proyectos estratégicos de la compañía como el Vaca Muerta Oil Sur, entre otros, la iniciativa de la industria para la exportación de crudo por Río Negro que, junto a Argentina LNG, permitirán transformar al país en un exportador de energía.
Santander Argentina es el primer banco digital con sucursales del sistema financiero argentino por volumen de depósitos. Con más de 288 sucursales, 8 sucursales de integración social y 11 Work Cafés, brinda servicios a más de 5 millones de clientes en 22 provincias y en la Ciudad de Buenos Aires.
YPF Digital es la compañía que integra y potencia los activos digitales a través de los cuales YPF se vincula con sus clientes, con APP YPF como plataforma central que transforma la experiencia de consumo. Trabaja en la integración de aplicaciones y la aceleración del “time to market” para desarrollar ecosistemas centrados en las personas y su movilidad.
La operación para vender Manantiales Behr, el último yacimiento convencional que YPF posee en el Golfo San Jorge, está al borde del fracaso debido a que Rovella Capital no ha logrado asegurar el financiamiento necesario para concretar el pago acordado.
El acuerdo, anunciado por un monto de US$ 575 millones, establecía que el comprador debía abonar el 60% al momento del cierre y el resto en un plazo de 12 meses. Sin embargo, el desembolso principal aún no se ha realizado y el plazo para cumplirlo se acorta rápidamente, lo que aleja cada vez más la concreción de la venta.
YPF informó el 16 de enero a la Comisión Nacional de Valores que la operación se firmó con Limay Energía S.A., una subsidiaria de Rovella Capital. Aunque la cifra parecía garantizar una salida ordenada, la dificultad para conseguir el financiamiento real en tiempo y forma ha puesto en entredicho la seriedad del proceso.
El acceso al crédito para Rovella Capital se ha visto limitado por la vinculación de su empresa matriz, Rovella Carranza, con la causa Cuadernos, actualmente en etapa de requerimiento de elevación a juicio. Esto encarece y ralentiza la obtención de recursos, complicando la estructura financiera necesaria para la compra.
Ante esta situación, Agustín Rovella, hijo de Mario Rovella, ha buscado alternativas dentro del sector petrolero y con traders de combustibles para armar un esquema de pre-financiación basado en la venta de crudo pesado desde Chubut. A pesar de estas gestiones, el tiempo corre en contra y el mercado interpreta que la operación está prácticamente caída.
De confirmarse el incumplimiento, YPF deberá retomar contacto con otros interesados que quedaron fuera de la licitación, como Pecom, Capsa y el Grupo San Martín, lo que retrasaría aún más la definición y dejaría a la provincia a la espera de decisiones tomadas fuera de su territorio.
La retirada de YPF de Chubut responde a su estrategia de enfocarse en Vaca Muerta, pero esta decisión genera incertidumbre en la región, que aporta recursos, infraestructura y empleo mientras el rumbo se define en Buenos Aires. El estancamiento de la venta de Manantiales Behr agudiza las dudas sobre la continuidad, las inversiones y la previsibilidad en el Golfo San Jorge.
Manantiales Behr es un activo estratégico, que incluye la concesión completa de explotación y transporte de oleoductos clave para la logística del crudo en la zona. En el tercer trimestre de 2025, el yacimiento produjo aproximadamente 25.000 barriles diarios, lo que explica la atención que generó su venta.
Entre los motivos por los que YPF eligió a Rovella Capital estuvo la oferta superior en más de US$ 150 millones respecto a su competidor más cercano. Sin embargo, esta prioridad por el monto ha dejado en evidencia el riesgo de que la operación no se cierre, afectando a la compañía y a la región.
En la industria petrolera, las dificultades para cerrar este tipo de operaciones por problemas financieros no son inusuales, pero en Chubut el impacto es mayor debido a la transición que enfrenta la explotación convencional en manos de privados que aún deben demostrar su solidez económica.
Por ahora, el tiempo sigue avanzando y si Rovella Capital no efectúa el pago en los próximos días, YPF tendrá que abrir negociaciones con otros interesados, lo que implica demoras y nuevas condiciones. En tanto, la provincia continúa expectante, con su futuro productivo dependiendo de decisiones que se definen lejos del Golfo San Jorge, aunque los recursos y la gente estén en la región.
Luego de que YPF y la italiana ENI confirmaron que XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de la gigante ADNOC -la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi, de los Emiratos Árabes Unidos-, se sumó como socio “fundador” con carácter vinculante del proyecto Argentina LNG, el presidente de la compañía argentina, Horacio Marín, dijo que el proyecto generará 50 mil empleos.
“Es un acuerdo vinculante entre las tres partes para lograr el financiamiento a fin de año y empezar las obras, que son gigantes. Serían 20 mil millones de dólares en infraestructura y otros 10 mil millones de dólares en pozos”, destacó.
Explicó que “cuando se firme la Decisión Final de Inversión y se consiga el financiamiento, y estoy convencido que lo vamos a lograr, van a empezar las obras que son inmensas”.
“Tenemos que hacer un gasoducto de 48 pulgadas; nunca se hizo uno tan grande en la Argentina. Tenemos que hacer oleoductos, poliductos, plantas de separación de GLP: etano fraccionado para exportarlo o, espero que haya inversiones para hacer más petroquímica en la Argentina”, señaló.
Dijo estar “muy contento, porque son empresas muy grandes. ADNOC es la cuarta petrolera del mundo y, quizás, haya una sorpresa y van a ver la entrada de una empresa gigante también”.
Todo va a Río Negro, un polo de desarrollo para la Argentina. Para fin de año, ya estarán todas las licitaciones listas para comenzar los trabajos. Este proyecto, según Marín, va a generar 10.000 millones de dólares en exportaciones por año durante 20 años.
El financiamiento va a ser de 15.000 y 16.000 millones de dólares. Señaló que están trabajando “con otros posibles socios para expandir el proyecto a 6 millones de toneladas para hacerlo mucho más rápido. Si se logra, son 50.000 puestos de trabajo”.
El Departamento de Guerra de Estados Unidos anunció el pasado domingo la intercepción de un nuevo petrolero en el océano Índico, en el marco del endurecimiento del bloqueo marítimo que Washington aplica sobre cargamentos de crudo relacionados con Venezuela y Cuba.
Según informó el Pentágono, el operativo se realizó “sin incidentes” y formó parte de una acción de inspección, interdicción y abordaje.
“Durante la noche, las fuerzas estadounidenses llevaron a cabo una visita de derecho de inspección, interdicción marítima y abordaje del Veronica III”, indicó el organismo a través de un mensaje difundido en la red social X. La comunicación estuvo acompañada por un video en el que se observa el despliegue naval.
De acuerdo con la versión oficial, el petrolero habría intentado burlar la “cuarentena” marítima ordenada por el presidente Donald Trump. “El buque intentó desafiar la cuarentena, con la esperanza de escabullirse. Lo seguimos desde el Caribe hasta el océano Índico, acortamos la distancia y lo neutralizamos”, afirmaron las Fuerzas Armadas estadounidenses.
Buque de bandera panameña
El Veronica III, identificado como un buque de bandera panameña por el sistema de rastreo marítimo Marine Traffic, integra la lista de embarcaciones sancionadas por Estados Unidos. Medios internacionales, entre ellos The New York Times, habían señalado previamente que el tanquero habría modificado su identificación para evitar controles.
Según esa reconstrucción periodística, la nave habría operado bajo el nombre “DS Vector” y falseado sus coordenadas para simular que navegaba frente a la costa de Nigeria. Esa maniobra, conocida como spoofing, es una práctica habitual en buques que intentan evadir sanciones o restricciones comerciales.
La intercepción se produce pocos días después de otro episodio similar. El pasado 9 de febrero, Washington informó la detención del Aquila II, también en el Índico, en circunstancias comparables. Con este nuevo procedimiento, ya serían al menos ocho los buques abordados o incautados dentro de la denominada Operation Lanza del Sur.
Desde diciembre de 2025, Estados Unidos aplica una estrategia de presión naval destinada a impedir la circulación de petroleros sancionados que entren o salgan de Venezuela. Las medidas incluyen limitaciones sobre exportaciones de crudo hacia Cuba y aranceles dirigidos a países que mantengan operaciones energéticas con la isla.
El objetivo declarado por Washington es bloquear la comercialización de petróleo venezolano fuera de los canales autorizados y restringir los ingresos de redes consideradas aliadas de Rusia e Irán. “Las aguas internacionales no son un santuario”, enfatizó el Departamento de Guerra en su mensaje.
El nuevo operativo vuelve a colocar en el centro del debate el alcance de las sanciones extraterritoriales y la creciente militarización de rutas marítimas estratégicas. Mientras tanto, la tensión geopolítica en torno a los flujos energéticos del Caribe y sus derivaciones globales continúa en aumento.
La 39.ª edición del Congreso de la Asociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo (AIGLP), el encuentro más relevante del sector en América Latina, se llevará a cabo del 24 al 26 de marzo de 2026 en el hotel Hilton de la Ciudad de Buenos Aires.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, el congreso es reconocido como el principal punto de encuentro de la industria del GLP en la región. Reunirá a unos 2.000 participantes provenientes de más de 20 países, entre empresarios, autoridades gubernamentales, técnicos, especialistas y referentes del sector energético.
Durante las tres jornadas, se debatirán los desafíos y oportunidades del mercado del GLP, con especial foco en los aspectos técnico-operativos, regulatorios y comerciales, además de analizar tendencias, innovación tecnológica y el rol estratégico del gas licuado de petróleo en la transición energética.
En paralelo al Congreso se desarrollará además la Feria del GLP, un espacio estratégico para la generación de negocios y vinculación empresarial. La exposición contará con la participación de más de 70 expositores, entre fabricantes de equipos, proveedores de tecnología y prestadores de servicios especializados, consolidando el evento como una plataforma clave para el intercambio comercial y tecnológico.
La realización del Congreso de la AIGLP representa un hito para el sector energético nacional, ya que el último encuentro en Argentina fue en 2017, posicionando nuevamente al país como un actor relevante dentro del mercado regional del GLP y fortaleciendo los vínculos institucionales y comerciales con los principales referentes de la industria iberoamericana.__IP__
Histórico acuerdo regional de la industria de GLP
Cabe destacar que la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA) firmó en noviembre pasado un convenio de colaboración junto a cámaras líderes de Brasil, Colombia, Ecuador, México y Perú, que permitirá compartir información técnica, estadística, regulatoria y de buenas prácticas, y que selló una alianza inédita entre las principales asociaciones gremiales del sector del GLP latinoamericano:
Asociación Iberoamericana de GLP – AIGLP.
Asociación Colombiana del GLP – GASNOVA.
Asociación Ecuatoriana de Empresas Comercializadoras de GLP – ASOGAS.
Asociación Gremial Colombiana de Comercializadores de Gas – AGREMGAS.
Asociación Mexicana de Distribuidores de GLP – AMEXGAS.
Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado – CEGLA.
Sindicato Nacional de las Empresas Distribuidoras de GLP – SINDIGAS (Brasil).
Sociedad Peruana de Gas Licuado – SPGL.
Con esta alianza, los gremios firmantes enviaron un mensaje claro: Latinoamérica está lista para construir una agenda energética común, donde el GLP se consolide como una herramienta esencial para ampliar el acceso a energía moderna, limpia y segura.
La crisis energética que atraviesa Cuba deriva en limitaciones severas en el abastecimiento de carburantes, clave para el transporte y la distribución de alimentos, se hace evidente en las calles de la isla, donde residentes y visitantes describen un panorama marcado por apagones prolongados y dificultades cotidianas.
La situación se agravó tras la firma de una orden ejecutiva por el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, el pasado 29 de enero, que impone aranceles a los países que comercien combustible con Cuba.
Algunos turistas han reportado que durante su estadía hubo cortes de hasta 18 horas diarias y desabastecimiento de combustible. “Me preocupa no poder venir a ver a mi papá. Sin combustible no se puede hacer nada”, expresó Yohandri, una cubana residente en Estados Unidos, en declaraciones a la agencia de noticias Xinhua. A su juicio, la orden ejecutiva de la Casa Blanca afecta a la población, ya que la falta de diésel y gasolina repercute en la electricidad y en la disponibilidad de alimentos.
La Oficina del Alto Comisionado de las Naciones Unidas para los Derechos Humanos advirtió el pasado viernes que la actual escasez de petróleo, agravada por las restricciones impuestas, pone en riesgo la disponibilidad de servicios esenciales en toda la isla y afecta severamente los derechos humanos del pueblo cubano. Cuba carece de suficiente capacidad de producción y refinación propia para cubrir la demanda interna, por lo que cualquier obstáculo adicional en la cadena de abastecimiento se traduce en más interrupciones del servicio eléctrico y mayores presiones inflacionarias.
España registró en 2025 un crecimiento sin precedentes del almacenamiento asociado al autoconsumo, dado que incorporó 339 MWh de baterías detrás del contador, frente a los 155 MWh instalados en 2024, lo que representa un incremento del 119% interanual.
“El almacenamiento ha dejado de ser un elemento accesorio para convertirse en una pieza central”, sostiene el informe anual 2025 elaborado por la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA).
Puntualmente, el segmento residencial instaló 158 MWh de almacenamiento, mientras el comercial e industrial incorporó 181 MWh, el cual concentró proyectos de mayor escala y consolidó instalaciones individuales que superan los 5 MWh.
Esta participación del storage se da en paralelo al crecimiento del autoconsumo fotovoltaico, que sumó 1214 MW de nueva potencia en 2025 y eleva la capacidad instalada hasta 9590 MW, que ya generaron 10550 GWh, aportando alrededor del 4,1% de la demanda eléctrica del país.
¿A qué se debe el auge de los sistemas BESS? Según el reporte de APPA, ha sido impulsado principalmente por la volatilidad de los precios y la necesidad de seguridad de suministro tras el apagón o «cero energético» del 29 de abril de 2025, que reactivó el interés residencial e industrial por la independencia energética y los sistemas de respaldo (backup).
El precio medio mensual oscila entre 16,93 euros/MWh y 108,31 euros/MWh, lo que genera un diferencial anual de 91,38 euros/MWh. Este rango incentiva el arbitraje energético y refuerza la rentabilidad de cargar baterías en horas de bajo precio y descargar en momentos de mayor valor. E
Además, el almacenamiento permite gestionar potencia contratada y reducir picos de demanda en entornos industriales. Por lo que con ello el mercado confirma así que la integración de baterías ya no responde únicamente a criterios de ahorro, sino a estrategias de flexibilidad y resiliencia operativa.
El autoconsumo mantiene, sin embargo, una desaceleración en el ritmo anual de instalación fotovoltaica, de modo que el país entró en una “fase de maduración” que, por tercer año consecutivo, viene acompañada de una reducción de la potencia anual instalada respecto al ejercicio anterior.
¿Por qué? De acuerdo al informe elaborado por la asociación, el segmento residencial creció un 6,4% interanual con 368 MW instalados, mientras el industrial retrocedió un 22% y sumó 846 MW en el ejercicio.
La capacidad total instalada se distribuye de forma heterogénea por comunidades autónomas. Cataluña lidera con 1812 MW de autoconsumo y 259 MWh de almacenamiento, seguida de Andalucía con 1.775 MW y 145 MWh, y Comunitat Valenciana con 1.204 MW y 141 MWh.
Y cabe aclarar que las tres regiones mencionadas concentran aproximadamente la mitad de la potencia instalada de autoconsumo a nivel nacional.
El desafío de los 19 GW en 2030
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima fija un objetivo de 19 GW de autoconsumo en 2030. El parque actual alcanza 9.590 MW a cierre de 2025 y exige una aceleración del despliegue anual. El informe advierte que “el actual ritmo instalador es claramente insuficiente para alcanzar los 19.000 MW que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima marca como objetivo para finales del 2030”.
El mercado debería incorporar alrededor de 1900 MW anuales para cumplir la meta, frente a los 1.214 MW registrados en 2025. El sector identifica en el almacenamiento una palanca estratégica para sostener el crecimiento y capturar mayor valor de la generación distribuida.
El informe concluye que “España debería contar ya con un registro oficial, completo, actualizado y operativo de las instalaciones de autoconsumo”. El desarrollo regulatorio y la integración de flexibilidad determinarán si el crecimiento del 119% en baterías representa un punto de inflexión estructural o un repunte coyuntural dentro de la transición energética.
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil ha dado un nuevo paso decisivo para la modernización del sector eléctrico brasileño al lanzar una nueva fase de discusión regulatoria.
A través de la publicación de la Nota Técnica nº 03/2026, la agencia ha abierto el debate para adaptar la normativa vigente a la Ley nº 15.269, promulgada en noviembre de 2025, la cual reconoció formalmente al almacenamiento de energía como una actividad independiente.
Este movimiento regulatorio complementa la segunda fase de la Consulta Pública nº 39/2023, incorporando directrices estructurales que definen cómo operarán, cobrarán y pagarán las baterías y otros sistemas de almacenamiento en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Uno de los puntos más esperados por el mercado era la definición tarifaria. La ANEEL confirmó en su nota técnica que se mantendrá la llamada «tarifa dual» para los sistemas de almacenamiento.
Esto significa que las baterías no estarán exentas de pagar por el uso de la infraestructura, argumentando que la nueva ley no exime a estos activos de remunerar la disponibilidad de la red, ya que hacen uso de ella en ambos sentidos.
Deberán abonar la Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión o Distribución (TUST/TUSD) en dos momentos:
Al consumir energía de la red para cargar sus dispositivos (como consumidores).
Al inyectar energía a la red (como generadores).
Asimismo, la regulación crea una nueva figura jurídica y operativa: el Agente Almacenador Autónomo. Anteriormente, se trataba de encuadrar al almacenamiento bajo las reglas de la generación, pero la nueva ley elimina la necesidad de este paralelismo.
¿Cómo se diferenciarán?
Licencia Específica: Se emitirá una autorización (outorga) exclusiva para almacenamiento, con un registro propio (código SAE) separado de los activos de generación.
Sin límite de potencia: A diferencia de la generación distribuida pequeña, la prestación de servicio autónomo de almacenamiento requerirá autorización de la ANEEL independientemente de su tamaño, debido a que no existe una dispensa legal explícita como en las fuentes renovables de capacidad reducida.
La nota técnica aclara que, si la planificación centralizada determina que un sistema de almacenamiento es necesario para la infraestructura de la Red Básica, este deberá ser tratado como un activo de transmisión y será obligatoriamente licitar en subastas.
Sin embargo, las Usinas Hidroeléctricas Reversibles (UHR) quedan explícitamente excluidas de esta obligación de licitación como transmisión, manteniendo un régimen regulatorio diferenciado.
Mientras que los proyectos que combinan generación (como parques solares o eólicos) con baterías en el mismo punto de conexión («co-localizados»), mantendrán incentivos de eficiencia y se permite que éstos contraten un Montante de Uso del Sistema (MUST) hasta un 20% inferior a la potencia instalada total, reconociendo la capacidad técnica de las baterías para suavizar los picos de inyección y optimizar el uso de la red existente.
Por otro lado, en una decisión que protege al consumidor final, la regulación implementa lo dictado por la Ley nº 15.269: los costos derivados de la contratación de baterías como reserva de capacidad (potencia contratada para garantizar la seguridad del sistema) serán prorrateados exclusivamente entre los agentes generadores.
Es decir que la ANEEL descartó el traspaso directo de estos costos a las tarifas de los consumidores residenciales o industriales. Además, los nuevos proyectos de generación que soliciten acceso a la red deberán costear esta reserva obligatoriamente si no cumplen con requisitos técnicos mínimos de flexibilidad y almacenamiento.
Próximos pasos
La ANEEL ha dividido la implementación en dos normas: una específica para el proceso de otorgamiento de licencias y otra transversal que modifica reglamentos existentes (como la REN 1.000). Temas más complejos, como la integración de almacenamiento en las carteras de los Comercializadores de Energía, se han pospuesto para un segundo ciclo de la agenda regulatoria.
Colombia prevé cerrar 2026 con más de 4200 MW de capacidad renovable instalada, según el informe Balance Renovable 2026 de SER Colombia.
De ese total, 2876 MW corresponden a proyectos de mediana y gran escala en operación comercial o etapa de pruebas, a lo que se suman más de 1300 MW en generación distribuida, entre mini-granjas y autogeneración, segmento cuya capacidad real podría ser mayor a la reportada por excedentes regulatorios.
Durante 2026 entrarían en operación 177 MW distribuidos en 16 proyectos, mientras que tres iniciativas equivalentes a 39,7 MW ya iniciaron pruebas en enero. Además, al menos 80 MW adicionales de generación distribuida se incorporarán este año.
El impacto es estructural: esta capacidad podría abastecer el consumo eléctrico de Bogotá y su área metropolitana —10,2 millones de habitantes— y evitar emisiones equivalentes a retirar más de 265000 vehículos de circulación anualmente.
“Colombia cuenta con un amplio portafolio de proyectos de FNCER en diferentes etapas de desarrollo, lo cual demuestra tanto el avance del sector como el interés de inversionistas nacionales e internacionales”, señaló SER Colombia en el informe.
La expansión no es marginal. Más de 20 departamentos concentran proyectos en operación, pruebas o construcción, entre ellos Atlántico, Magdalena, Tolima, Cesar, Córdoba, Cundinamarca y La Guajira, lo que implica dinamización territorial, empleo e inversión en infraestructura eléctrica.
Sin embargo, el avance técnico convive con restricciones financieras. Actualmente 5086 MW permanecen sin cierre financiero, lo que tensiona el calendario de entrada en operación.
El portafolio en desarrollo confirma que el crecimiento no se detiene. 1043 MW —20 proyectos de mediana y gran escala— se preparan para iniciar construcción en 2026. De ellos, 422 MW finalizan la contratación EPC y 582 MW gestionan el cierre financiero, mientras otros ajustan permisos ambientales o esperan licencia.
En paralelo, 227 MW ya están en construcción con entrada prevista entre 2027 y 2028.
Más adelante en la curva de desarrollo, 5843 MW se encuentran en etapas tempranas, distribuidos en 106 proyectos con avances entre 20% y 60%. Cuatro de estos desarrollos, equivalentes a 685 MW, están próximos a la etapa Ready to Build y podrían iniciar obras en 2027. No se incluyen 1409 MW de proyectos en estado Stand By.
El potencial es significativo. Con decisiones adecuadas, podrían incorporarse entre 6586 MW y 9500 MW en los próximos cinco años, con un impacto estimado de hasta 7 billones de pesos en ahorro tarifario.
Pero el tiempo juega en contra. El país necesita al menos 6000 MW adicionales en el mercado mayorista antes de 2027, junto con una inversión cercana a 5000 millones de dólares, para evitar un déficit estructural.
“Los avances han sido importantes, pero estamos a mitad de camino”, advirtió SER Colombia.
La puesta en marcha de un proyecto renovable tarda entre 3 y 7 años, y cerca del 70% del proceso corresponde a trámites. Por caso, hoy en día existen más de 300 gestiones pendientes, algunas con demoras de hasta 2000 días, incluyendo infraestructura de transmisión.
El almacenamiento emerge como variable estratégica. La UPME proyecta cerca de 1800 MW en recursos energéticos distribuidos en los próximos años, aunque el crecimiento podría acelerarse si se implementan reglas claras para baterías y nuevos mecanismos de contratación.
El informe identifica seis decisiones inmediatas que cambiarían el ritmo del mercado: subastas de cargo por confiabilidad, contratos de largo plazo, reglas para almacenamiento, asignación transitoria de puntos de conexión, autogeneración remota y modernización del mercado eléctrico.
El respaldo social existe: 96% de los colombianos prioriza el crecimiento solar y 88% respalda la eólica. Ocho de cada diez considera urgente su desarrollo, por lo que la discusión ya no es tecnológica, sino que variable decisiva es regulatoria y financiera.
Los 4200 MW proyectados para 2026 marcan un punto de inflexión, pero el verdadero desafío es convertir el pipeline en operación efectiva antes de que la demanda supere la velocidad de expansión.
El gobierno de Estados Unidos endureció las medidas comerciales contra el grafito chino utilizado en baterías, luego de que el Departamento de Comercio confirmara la existencia de prácticas desleales. La decisión implica un incremento sustancial de los derechos compensatorios sobre el material de ánodo activo (AAM), que pasan a ubicarse en niveles casi seis veces superiores a los vigentes hasta ahora.
El 11 de febrero de 2026, el Departamento de Comercio comunicó sus determinaciones finales en el marco de las investigaciones por dumping y subsidios aplicadas al AAM proveniente de la República Popular China.
En 2025, las resoluciones preliminares habían fijado derechos compensatorios del 11,58 % y antidumping del 93,5 %. Con la decisión definitiva, la tasa compensatoria se elevó a un rango de entre 66,82 % y 66,86 %, mientras que el derecho antidumping se mantuvo en 93,5 % para determinadas compañías. Para el resto de los exportadores chinos se estableció un arancel antidumping nacional del 102,72 %.
Desde una consultora internacional estima que las sanciones totales sobre las importaciones de material de ánodo de grafito natural chino a EE. UU. suman actualmente aproximadamente el 220%:
Tarifa IEEPA: 10%
Tarifas de la Sección 301: 25%
Tarifas del artículo 232: 25%
Derechos compensatorios del DOC: 66,68% (anteriormente 11,58%)
Derechos antidumping del DOC: 93,5 %
Aranceles/derechos TOTALES: ~220,18 %
La determinación final es el resultado de una investigación que se extendió durante un año sobre presuntas subvenciones y prácticas de precios por parte de productores chinos.
No obstante, la medida aún depende de un dictamen final de la Comisión de Comercio Internacional de Estados Unidos (ITC), previsto para marzo de 2026. Si el organismo concluye que existió daño a la industria local, los aranceles quedarán vigentes por al menos cinco años, conforme a la normativa comercial estadounidense.
Y de aprobarse en la ITC, este escenario podría impulsar la demanda interna de grafito natural producido en Estados Unidos para su uso en baterías de ion-litio, incluyendo aplicaciones en vehículos eléctricos, almacenamiento energético, defensa y otros sectores estratégicos.
YPF ha oficializado el lanzamiento de su Plan Estratégico 2026-2030, que contempla un desembolso histórico de u$s 30.000 millones, consolidándose como el mayor compromiso de capital privado-estatal en la historia de la industria energética argentina.
Este plan no solo se centra en el aumento de la producción, sino en un rediseño total de la logística de exportación para convertir a Vaca Muerta en un activo de escala global. La confirmación de estas cifras llega tras el exitoso ordenamiento de la cartera de activos de la compañía y la puesta en marcha de los proyectos troncales Vaca Muerta Sur (VMOS) y Argentina LNG, proyectando la creación de 50.000 nuevos puestos de trabajo y un superávit comercial energético que redefinirá la macroeconomía nacional.
La ingeniería del “Asset Swap” y el control de La Calera: Una de las claves técnicas que permitió destrabar esta mega inversión fue el reciente intercambio de activos (asset swap) con Pluspetrol. YPF logró consolidar su participación en el área La Calera, un bloque de gas de alta productividad que se convertirá en el núcleo de suministro para el proyecto de GNL en Punta Colorada.
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Al asegurar el control de las áreas proveedoras, YPF elimina riesgos de abastecimiento para los buques licuefactores, optimizando la cadena de valor desde el pozo hasta la barcaza. Este movimiento estratégico permite que los u$s 30.000 millones se inyecten con una eficiencia de capital mucho mayor, enfocándose en nodos de producción probada y alta rentabilidad.
Desafíos logísticos y la “Última Milla”: La magnitud de este plan impone desafíos operativos sin precedentes en la Cuenca Neuquina. Se estima que el ritmo de perforación y completación previsto demandará una logística de “última milla” masiva: cada plataforma de pozos (pad) requerirá el movimiento de más de 8.400 m³ de áridos y un suministro constante de agua y arena de fractura que pondrá a prueba la infraestructura vial actual.
YPF liderará la tecnificación de estos procesos, promoviendo la creación de hubs logísticos regionales para reducir el break-even de los pozos. La generación de 50.000 empleos directos e indirectos traccionará una demanda de servicios especializados que obligará a una profesionalización masiva de las pymes locales en Neuquén y Río Negro.
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Comparativa Regional: El modelo Argentina LNG vs. Camisea A diferencia de otras experiencias regionales, como el proyecto Camisea en Perú —que enfrentó demoras estructurales de más de seis años en su fase de exportación—, el plan de YPF apuesta por una ejecución acelerada mediante el uso de unidades flotantes de licuefacción (FLNG) en una primera etapa.
Este enfoque permite generar flujo de caja de exportación antes de 2030, mientras se construye la planta en tierra. Con este modelo, Argentina no solo busca competir con los grandes proveedores de GNL, sino que se posiciona para capturar ventanas de oportunidad en el mercado europeo y asiático, garantizando que el gas de Vaca Muerta no quede atrapado por falta de infraestructura.
La Visión de Runrún Energético:
Estamos ante el “Gran Salto” que la industria energética argentina esperó por décadas. Los u$s 30.000 millones de YPF son la confirmación de que el país ha dejado de ser una promesa geológica para convertirse en una realidad industrial de peso mundial. Este plan, blindado por el marco del RIGI, le da a YPF la escala necesaria para competir con las majors internacionales en eficiencia y costos.
El éxito de esta gestión no solo se medirá en barriles o metros cúbicos, sino en la capacidad de traccionar a toda la cadena de valor nacional hacia un nuevo estándar de excelencia. Hoy, la energía se consolida como el verdadero motor de la recuperación económica de la Argentina.
La minería argentina ha ingresado formalmente en una nueva escala global tras la presentación de la Evaluación Económica Preliminar (PEA) del Proyecto Vicuña.
El consorcio integrado por la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining oficializó un plan de inversión que suma u$s 18.000 millones para el desarrollo integrado de los yacimientos Josemaría (San Juan) y Filo del Sol (activo binacional). Esta cifra no solo representa la mayor apuesta de capital privado en la historia del país, sino que consolida al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como el catalizador definitivo para destrabar proyectos de escala mundial que requieren previsibilidad fiscal por más de tres décadas.
Ingeniería de alta montaña y el desafío de los 5.000 metros: El distrito Vicuña no es solo un yacimiento, es un desafío de ingeniería civil y energética sin precedentes. La operación se desarrollará a 5.000 metros sobre el nivel del mar, lo que exige una infraestructura de soporte robusta. El plan incluye la construcción de una planta de procesamiento con capacidad para 150.000 toneladas por día en su primera etapa.
Para alimentar este complejo, se proyecta una demanda de potencia eléctrica de 250 MW, lo que obligará a la construcción de líneas de extra alta tensión dedicadas. Este requerimiento energético equivale al consumo de ciudades enteras de la región y traccionará contratos de provisión de energía (PPA) a largo plazo, beneficiando a generadoras de energías renovables en la zona de Cuyo.
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Sinergia Binacional y estabilidad jurídica: Un factor diferenciador de esta inversión es su carácter binacional. Gracias al Tratado de Integración y Complementación Minera entre Argentina y Chile, BHP y Lundin tratarán a Josemaría y Filo del Sol como una unidad operativa única. Esto permite optimizar la logística de exportación de concentrados hacia los puertos del Pacífico y garantiza un blindaje jurídico ante cambios regulatorios locales.
La integración de estos activos bajo una misma gerencia operativa (Vicuña Corp) permite reducir el break-even del proyecto, asegurando que la producción sea rentable incluso ante fluctuaciones en el precio internacional del cobre, el cual se prevé en alza debido a la demanda de la transición eléctrica global.
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Impacto en la balanza comercial y el “Efecto Vicuña”: Se estima que, una vez alcanzada la fase de producción plena, el distrito aportará exportaciones anuales superiores a los u$s 3.500 millones. Este flujo de divisas es fundamental para la estabilidad macroeconómica de Argentina, diversificando la matriz exportadora hoy dependiente del agro y el gas.
El “Efecto Vicuña” ya se siente en la cadena de proveedores: se prevé una demanda masiva de servicios de metalmecánica pesada, logística de precisión para climas extremos y tecnología de monitoreo remoto. El proyecto no solo extraerá mineral; creará un polo tecnológico industrial en la cordillera que posicionará a San Juan como la capital del cobre en el Cono Sur.
La Visión de Runrún Energético:
El regreso de BHP a la Argentina es la validación definitiva de que el país ha recuperado su lugar en el mapa de las grandes ligas mineras. El Proyecto Vicuña es para la minería lo que Vaca Muerta fue para los hidrocarburos: el motor
El megaproyecto Argentina LNG, que tendrá su epicentro en Sierra Grande, Río Negro, trasciende la exportación de gas natural licuado.
Un componente crítico de la infraestructura proyectada es la planta fraccionadora de gases, una instalación diseñada para separar los líquidos del gas natural (LGN) antes del proceso de licuefacción. Esta planta no solo es una necesidad técnica para garantizar la pureza del GNL, sino que representa una oportunidad económica sin precedentes para la región, al permitir la obtención de propano, butano y gasolinas naturales. La capacidad de fraccionar estos componentes en el punto de salida posiciona a Río Negro como un potencial nodo petroquímico y refuerza la seguridad del suministro de GLP para todo el Cono Sur.
Valor agregado y subproductos de exportación: La planta fraccionadora permitirá capturar el valor de los componentes más pesados del gas que llega desde Vaca Muerta. Al separar el propano y el butano, el proyecto Argentina LNG genera un flujo de ingresos adicional al del gas metano licuado.
Estos subproductos tienen una demanda estable y creciente, tanto para el consumo doméstico envasado como para la industria química. Al realizar este proceso en Punta Colorada, se optimiza la logística, permitiendo que buques de distinto calado transporten estos derivados hacia mercados regionales, maximizando la rentabilidad por cada metro cúbico de gas extraído de la Cuenca Neuquina.
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Sinergia con el desarrollo industrial regional: La disponibilidad de líquidos de gas en la costa rionegrina abre la puerta a la instalación de industrias de base que utilizan estos insumos para la producción de polímeros y otros derivados plásticos. Además, la producción local de GLP a gran escala en Sierra Grande complementa los esfuerzos de gasificación de la Patagonia (como las redes en Moquehue), al reducir los costos de transporte desde los centros de fraccionamiento actuales.
Esta infraestructura convierte a un proyecto puramente exportador en un motor de desarrollo interno, garantizando que el gas de Vaca Muerta deje un rastro de industrialización y empleo calificado en su camino hacia el Atlántico.
La Visión de Runrún Energético:
La planta fraccionadora es la pieza del rompecabezas que convierte a Argentina LNG en un proyecto de desarrollo nacional y no solo en una “aduana” de energía. Extraer los líquidos del gas antes de licuarlo es una decisión de eficiencia técnica, pero comercializarlos desde Río Negro es una decisión de soberanía industrial. Sierra Grande tiene la oportunidad de dejar de ser solo un punto de carga para transformarse en un polo de valor agregado. En un mercado global competitivo, vender GNL es importante, pero dominar la cadena de los líquidos es lo que realmente blinda la economía del proyecto frente a la volatilidad de los precios internacionales.
El proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS) alcanzó un hito determinante con la adjudicación a la firma noruega DOF para la instalación de los sistemas de carga offshore en Punta Colorada, Río Negro.
La tarea de DOF consistirá en el despliegue y anclaje de dos monoboyas de última generación, diseñadas para operar en mar abierto y permitir la carga de buques tanque de gran porte (VLCC). Esta fase del proyecto es una de las más complejas desde el punto de vista de la ingeniería marítima, ya que requiere el tendido de tuberías submarinas y sistemas de amarre de alta resistencia que conectarán el parque de tanques en tierra con los terminales de exportación.
Ingeniería de clase mundial para la exportación de crudo: La elección de DOF responde a su experiencia global en operaciones de alta complejidad en el Mar del Norte y Brasil. El sistema de monoboyas permitirá que Argentina exporte crudo Medanito sin las restricciones de calado que hoy limitan a otros puertos.
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Esto reduce significativamente los costos logísticos por barril, aumentando la competitividad del petróleo argentino en los mercados de Asia y Europa. La instalación de estas estructuras es el paso final de un ecosistema logístico que comienza en el corazón de la Cuenca Neuquina y termina en las aguas profundas del Golfo San Matías, proyectando una capacidad de evacuación que transformará la balanza comercial energética del país.
La Visión de Runrún Energético:
La llegada de DOF al proyecto VMOS es la prueba de que Vaca Muerta ya no es solo una promesa geológica, sino una realidad industrial de escala global. La instalación de las monoboyas en Punta Colorada es el “puente” definitivo hacia el mercado internacional. Mientras que el offshore en Mar del Plata es el futuro a largo plazo, el VMOS es la infraestructura que garantiza que el petróleo que hoy producimos no se quede atrapado en los ductos. Contar con ingeniería noruega para estas tareas asegura estándares de seguridad y eficiencia que ponen a nuestro país a la altura de los grandes productores de la OPEP.
