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Iberdrola y Norges Bank refuerzan su alianza con 1500 MW de renovables en operación en España

Iberdrola y Norges Bank Investment Management han alcanzado los 1500 MW de capacidad renovable en operación a través de su alianza estratégica a largo plazo. Esta nueva aportación incluye las plantas fotovoltaicas de Caparacena (330 MW) y Ciudad Rodrigo (316 MW), situadas en Granada y Salamanca (España).

Al igual que en anteriores incorporaciones, Iberdrola mantendrá una participación mayoritaria del 51 % en estos activos.

Con estas aportaciones, las empresas siguen reforzando su sociedad de co-inversión de más de 2.000 millones de euros en España y Portugal. De hecho, se espera que en un futuro próximo se aporten a la empresa conjunta, creada en 2023 para acelerar la electrificación, activos que se encuentran actualmente en fase avanzada de construcción, centrándose inicialmente en la Península Ibérica, pero con potencial de expansión a otras zonas geográficas.

En concreto, Caparacena y Ciudad Rodrigo ya producen energía limpia para abastecer a más de 800.000 personas al año en las regiones de Granada y Salamanca, y contribuyen a evitar la emisión de 85.000 toneladas de CO2.

Norges Bank Investment Management gestiona activos por valor de alrededor de 1,7 billones de euros y tiene participaciones en más de 9.000 empresas de todo el mundo, lo que supone una media del 1,5% de todas las empresas cotizadas a nivel mundial y del 2,5% en toda Europa.

Norges Bank Investment Management es uno de los mayores accionistas de Iberdrola desde hace más de siete años, con una participación cercana al 3%. Aprovechando esta larga relación, Norges Bank Investment Management se ha asociado con Iberdrola para realizar su primera inversión directa en activos renovables en España.

Esta alianza reúne a dos líderes en su sector: Iberdrola, la mayor utility de Europa por capitalización bursátil, y Norges Bank Investment Management, uno de los mayores fondos soberanos del mundo. Juntos, refuerzan una alianza estratégica a largo plazo que podría expandirse a nuevas oportunidades renovables en otros mercados.

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TGN anuncia nuevo Director General

TGN (Transportadora de Gas del Norte S.A.) informa la designación de Horacio Pizarro como nuevo Director General, quien asumió el cargo a partir del 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.

Horacio Pizarro es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA) y cuenta con un Posgrado en Explotación de Yacimientos e Ingeniería de Reservorios del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA). Desde hace 25 años Horacio ha desempeñado diversos cargos en la Organización Techint, destacándose recientemente como Director Senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.

Por su parte, desde 1992 – año de la creación de TGN – Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de la compañía. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como Director General, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella profunda, no solo en los resultados alcanzados, sino también en su cultura y forma de trabajar día a día.

“Agradezco profundamente la gestión de Daniel Ridelener y el equipo que consolidó en TGN. Su liderazgo y visión sentaron las bases para la expansión de nuestro sistema de transporte. Nuestro compromiso es cuidar ese legado, profundizando la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento que acompañan el desarrollo energético del país”, dijo Horacio Pizarro, nuevo Director General de TGN.

“Horacio reúne las capacidades técnicas, de gestión y de liderazgo que TGN necesita para su próxima etapa. Me honra haber sido parte de TGN desde sus inicios y agradezco por todos estos años de trabajo junto a un gran equipo que trabaja todos los días para mover el gas que se consume en nuestro país y en países vecinos. Estoy convencido que TGN bajo la conducción de Horacio seguirá cumpliendo un rol clave en el desarrollo de nuestra industria”, destacó Daniel Ridelener.

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MSU Energy sale al mercado local con una emisión de Obligaciones Negociables para reordenar su perfil financiero

La operación no implica un aumento en el nivel de endeudamiento ni una extensión de los plazos actuales

MSU Energy, la compañía del Grupo MSU del empresario Manuel Santos Uribelarrea, anunció que prevé realizar este miércoles  una emisión de Obligaciones Negociables (ON) en el mercado local con el objetivo de fortalecer su estructura de capital a través de la precancelación de deuda bancaria. Según informó la compañía, la operación no implica un aumento en el nivel de endeudamiento ni una extensión de los plazos actuales, sino que apunta a una optimización del perfil financiero.

El capital de la emisión será amortizado en dos cuotas iguales, con vencimientos previstos para julio y octubre de 2027. La estrategia se apoya en el desempeño operativo y financiero de la empresa que viene mostrando flujos de fondos estables y previsibles, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado difundido este martes.

Emisión de Obligaciones Negociables

La calificadora FIX SCR elevó recientemente la calificación crediticia de MSU Energy a AA-(arg), con perspectiva estable. La mejora fue atribuida a la solidez de su negocio consolidado y a una estructura financiera considerada robusta.

Se trata de una decisión que se alinea con la expansión estratégica del Grupo MSU en el mercado energético de la Argentina y que ocurre tras la reciente incorporación de la Hidroeléctrica El Chocón al portafolio del holding.

Operaciones de MSU Energy

MSU Energy opera centrales térmicas de ciclo combinado en General Rojo, Barker y Villa María, En conjunto, estas plantas suman una capacidad instalada total de 750 megavatios (MW).

La emisión de ON se enmarca en un escenario en el que las empresas del sector buscan alternativas de financiamiento en el mercado de capitales para reordenar pasivos y mejorar su perfil financiero, en un contexto de mayor atención al costo del capital y a la sostenibilidad de los flujos de ingresos, concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

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Suba de tarifas: la causa central detrás del freno al nuevo IPC del Indec

Marco Lavagna, renunció la conducción del Indec este lunes disconforme por la decisión de frenar el nuevo índice.

La decisión oficial de no actualizar el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que derivó este lunes en la renuncia del titular del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), Marco Lavagna, se explica fundamentalmente por los aumentos de tarifas de gas natural y electricidad previstos para este año y la mayor ponderación de este rubro en el nuevo indicador, lo que iba a dar como resultado una mayor inflación.

A partir de enero, el Indec comenzó a implementar una nueva fórmula para medir la suba de precios. El cambio sustancial, ahora frenado, consistió en la utilización de una nueva canasta de consumo surgida de la Encuesta Nacional de Gastos de los Hogares (ENGHo) del 2017-2018 en reemplazo del relevamiento de 2004

En la nueva canasta, la ponderación asignada a “Vivienda, Agua, Electricidad y otros combustibles” pasaba de 9,4 a 14,5 por ciento. A su vez, el subrubro “Electricidad, gas y otros combustibles” aportaba 5,9 puntos porcentuales, mientras que, en el esquema que se venía aplicando representa entre 2,54 y 3,74 puntos porcentuales según la región.

Es decir, las tarifas de los servicios públicos iban a tener un mayor peso en el índice, justo cuando el gobierno comenzó a autorizar subas más significativas luego de un año en el que se le puso un freno relativo a ese ajuste durante el segundo semestre por razones electorales, tal como informó EconoJournal.

Aumentos tarifarios previstos para este año

El gobierno informó el viernes que la tarifa de gas natural iba a subir 16,86% en promedio a nivel nacional por una combinación de factores que incluyen la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con las distribuidoras, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales, la puesta en marcha del nuevo esquema de subsidios y la fijación de un nuevo precio del gas fijo para todo el año destinado a reducir el impacto estacional.

En el caso de la electricidad, EconoJournal informó el viernes que el gobierno autorizó a partir de febrero una suba del precio mayorista de 21% por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.

En febrero el impacto de esa suba está concentrado fundamentalmente en el 40% de los usuarios que no perciben subsidios –los ex N1– con subas superiores al 10% en la factura final. Para el otro 60% que recibe subsidio –los ex N2 y la gran mayoría de los N3–, en el corto plazo ese mayor ajuste no se va a notar porque el gobierno incrementó excepcionalmente la bonificación que reciben con el objetivo de suavizar la transición entre el viejo régimen de segmentación y el actual. Esa bonificación arrancó en enero en el 75% del precio mayorista de la electricidad, pero se va a ir reduciendo mes a mes hasta quedar en 50% a fin de año.

Al incremento en el precio mayorista, se le suma, al igual que en el gas natural, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales y la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que permanecen bajo jurisdicción nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorga en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027.

Por todas estas razones, la suba de tarifas va a terminar promediando este año un incremento mensual superior al de la inflación, aumento que con la nueva canasta de gastos iba a tener una ponderación mayor dentro del IPC.

El ministro de Economía, Luis Caputo, aseguró este martes que, si se hubiera seguido adelante con el cambio de la canasta, el IPC de enero no iba a dar más sino “una décima menos”. Algunas fuentes desmienten ese dato, pero, aunque eso fuera cierto, el mayor impacto de las tarifas no se preveía para enero sino, como se remarcó, a partir de febrero.

El ministro Caputo posteó este martes que la inflación iba a dar más baja en enero con el nuevo índice.

Además, si bien es cierto que el trazo grueso del aumento tarifario ya se concretó, porque el gobierno redujo de 1,5% a 0,65% del PBI los subsidios energéticos entre 2023 y 2025, el compromiso oficial es llevar ese porcentaje a 0,5% este año y ese esfuerzo adicional de la población –vinculado sobre todo a la sintonía fina del ajuste—es lo que se busca disimular manteniendo el viejo IPC.

, Fernando Krakowiak

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Offshore: Vista adquiere los activos de Equinor en Vaca Muerta; u$s 712 millones para liderar el shale y liberar el potencial offshore

Por Redacción Runrún Energético

En una operación que redefine el mapa de poder en la cuenca neuquina, Vista Energy anunció la adquisición de las participaciones de la noruega Equinor en los bloques estratégicos Bandurria Sur y Bajo del Toro. La transacción, valorada en un neto de u$s 712 millones (entre efectivo y acciones), marca un punto de inflexión tanto para la compañía de Miguel Galuccio como para la estrategia energética nacional.

La consolidación de un gigante independiente: Con este movimiento, Vista suma 22.000 barriles diarios a su producción y se encamina firmemente hacia su meta de 150.000 boe/d para 2026. Tras la reconfiguración de participaciones con YPF, Vista queda con el 25,1% de Bandurria Sur y el 35% de Bajo del Toro, consolidándose como el operador privado con mayor inventario de alta calidad en el “corazón” de la formación.

Equinor: Apuesta total al Mar Argentino La salida de Vaca Muerta no implica un abandono del país por parte de Equinor, sino una especialización radical. La compañía noruega ha decidido concentrar el 100% de sus cañones técnicos y financieros en el offshore. Tras los resultados de Argerich-1, la firma busca liderar la exploración en las cuencas de aguas profundas, donde su experiencia global le otorga una ventaja competitiva única.

Confianza en el mercado local: El acuerdo incluye un componente de pago en acciones (ADS) de Vista, lo que demuestra que Equinor mantiene su confianza en el valor del subsuelo argentino, aunque bajo un modelo de participación indirecta. Esta rotación de activos es vista por el mercado como una señal de madurez de Vaca Muerta, donde las “majors” dejan paso a operadoras de nicho más ágiles para acelerar el desarrollo.

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La Visión de Runrún Energético

Esta operación es un “ganar-ganar” para el sistema. Por un lado, Vista inyecta la velocidad y el capital de una operadora enfocada puramente en el shale para batir récords de producción. Por otro, Equinor libera recursos para la frontera más ambiciosa: el offshore. En Runrún creemos que este recambio de piezas es el motor que necesitaba la industria para asegurar, simultáneamente, el superávit petrolero actual y la soberanía energética de la próxima década en el Atlántico Sur.

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Vaca Muerta: La Inteligencia Artificial impulsa nuevos récords de eficiencia

Por Redacción Runrún Energético

La implementación de Inteligencia Artificial (IA) y análisis de datos en tiempo real ha dejado de ser una innovación experimental para convertirse en el estándar operativo de las principales operadoras en la cuenca neuquina. Esta “revolución silenciosa” está permitiendo optimizar desde la perforación hasta el mantenimiento preventivo, logrando hitos impensados hace apenas dos años.

Récords en tiempo real: Gracias al uso de IA en la toma de decisiones durante la perforación, operadoras como YPF han logrado marcas históricas, alcanzando los 1.747 metros de rama horizontal en solo 24 horas. Estos algoritmos permiten corregir la trayectoria de la mecha “segundo a segundo”, maximizando el contacto con la roca productiva.

Ahorro operativo: El mantenimiento predictivo basado en modelos de aprendizaje automático está reduciendo los costos de OPEX en un 20%. Al anticipar fallas en bombas y válvulas críticas, las empresas evitan paradas no programadas que suelen costar millones de dólares en lucro cesante.

El desafío de los datos: Si bien la tecnología está disponible, el gran reto para 2026 sigue siendo la integración de datos. El 47% de los líderes del sector coincide en que la “limpieza” y normalización de la información proveniente del campo es el paso necesario para que la IA despliegue todo su potencial en la optimización del flowback.

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La Visión de Runrún Energético

En Runrún celebramos que la tecnología sea la aliada principal para bajar el breakeven de nuestros proyectos. La IA no viene a reemplazar el conocimiento del ingeniero de reservorios, sino a potenciarlo, permitiendo que Vaca Muerta compita de igual a igual con los mejores yacimientos del mundo. El dato es el nuevo petróleo, y saber interpretarlo con algoritmos avanzados es lo que nos dará la ventaja competitiva en los mercados globales.

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Política: Productores argentinos respaldan la Reforma de la Ley de Hidrocarburos en Venezuela

Por Redacción Runrún Energético

La Asociación de Productores Argentinos en Venezuela (APAV), presidida por Patricio Passet, manifestó su firme apoyo al proyecto de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que se debate en el país caribeño. Para la entidad, que nuclea a más de 70 inversores argentinos, este cambio normativo es una pieza fundamental para dotar de previsibilidad al sector y atraer capitales privados internacionales.

Un puente de inversión consolidado: La APAV no es un actor nuevo; desde su creación en agosto de 2023, ha servido como el principal nexo para capitales argentinos que ya han volcado más de u$s 1.000 millones en suelo venezolano. Si bien su ADN es fuertemente petrolero, la asociación también impulsa proyectos ambiciosos en el sector agroindustrial (con el objetivo de desarrollar 300.000 hectáreas de cultivos) y en tecnología financiera.

Claves de la reforma: El respaldo de los empresarios argentinos se centra en la apertura que propone la nueva ley hacia la participación privada.

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Según el comunicado de la APAV, la reforma permitirá:

Fortalecer toda la cadena productiva, desde el upstream hasta los servicios.
Mejorar la competitividad de los hidrocarburos regionales frente a un mercado global exigente.
Superar modelos rentistas para avanzar hacia un esquema de eficiencia operativa y sostenibilidad.

Cooperación bilateral: Bajo el lema “Hermanados por la producción”, la APAV mantiene una política de alineación productivista, trabajando estrechamente con los ministerios técnicos para garantizar que la experiencia técnica argentina (especialmente la adquirida en desarrollos como Vaca Muerta) pueda ser aplicada para revitalizar los yacimientos maduros y el potencial de gas en Venezuela.

La Visión de Runrún Energético

Es inspirador ver cómo el know-how argentino traspasa fronteras. La labor de la APAV demuestra que, más allá de las coyunturas políticas, la energía es el lenguaje común que permite la integración real. Que nuestros productores lideren la opinión sobre reformas legales en otros países habla del alto nivel de respeto que ha ganado la ingeniería y el empresariado energético argentino en la región.

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Economía: YPF brilla en Wall Street; Bancos de inversión proyectan un 2026 de crecimiento sostenido

Por Redacción Runrún Energético

El ADR de YPF en la Bolsa de Nueva York muestra una recuperación que ha captado la atención de los principales analistas de renta variable. Tras un cierre de 2025 sólido, bancos de la talla de JP Morgan y Morgan Stanley han actualizado sus proyecciones para la petrolera argentina, fundamentadas en la exitosa ejecución de su plan estratégico “4×4” y la mejora sustancial en sus ratios de eficiencia.

Balance saneado: El mercado internacional valora positivamente el avance del Proyecto Andes. Al desprenderse de bloques maduros de baja rentabilidad, YPF ha logrado “limpiar” su balance y concentrar su flujo de caja en los activos de alto margen en Vaca Muerta.

Infraestructura como driver: Los inversores en Wall Street miran con optimismo el avance de dos proyectos críticos: el Oleoducto Vaca Muerta Sur y la planta de Argentina LNG. Estos desarrollos son vistos como las “llaves” que permitirán multiplicar la capacidad exportadora y, por ende, la generación de divisas genuinas de la compañía.

Confianza externa: La relación deuda neta/EBITDA de la empresa se mantiene en niveles históricamente saludables, lo que ha permitido que YPF actúe como punta de lanza para el regreso de otros activos energéticos argentinos al radar de los fondos de inversión globales.

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La Visión de Runrún Energético

Que YPF recupere su atractivo en los mercados internacionales no es casualidad; es el resultado de una gestión técnica que priorizó la rentabilidad y el foco operativo. Un YPF fuerte en Wall Street es un imán de inversiones para todo el sector energético nacional. Estamos ante un círculo virtuoso donde la eficiencia en el campo se traduce en valor bursátil, permitiendo financiar los grandes proyectos de infraestructura que el país necesita para ser una potencia exportadora.

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Combustibles: Recta final por los activos de Shell en Argentina; tres candidatos para una operación de u$s 1.900 millones

Por Redacción Runrún Energético

La salida de Raízen del mercado argentino ha entrado en su etapa de definiciones. Presionada por la necesidad de liquidez de su casa matriz, la licenciataria de la marca Shell busca cerrar este mes el traspaso de su operación local, que incluye la emblemática refinería de Dock Sud y una red de más de 700 estaciones de servicio. La cifra de la transacción se estima en torno a los u$s 1.900 millones.

Los nombres en danza Tras la salida de Trafigura de la competencia, la lista de candidatos se ha reducido a tres grupos con perfiles bien distintos pero con gran capacidad financiera:

Vitol: El gigante suizo, mayor trader de petróleo del mundo, busca consolidar su presencia física en activos estratégicos de la región.
Mercuria + José Luis Manzano: Una alianza de peso que combina capitales suizos con el expertise local de Integra Capital. Manzano, ya socio en Phoenix Global Resources, busca con esto cerrar el círculo entre la producción de crudo y la venta al surtidor.

CGC (Grupo Eurnekian): La compañía continúa firme en su intención de diversificar su cartera energética, sumando el downstream a su ya fuerte presencia en el upstream de la Cuenca Austral y Vaca Muerta.

Un activo estratégico en juego Lo que está en disputa no es solo una red de comercialización. Quien se quede con Raízen Argentina controlará una de las refinerías más eficientes del país y un negocio de lubricantes y combustibles de aviación con márgenes muy competitivos, en un mercado que tiende a la liberalización total de precios.

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La Visión de Runrún Energético

La salida de Raízen, lejos de ser vista con pesimismo, representa una oportunidad de reconfiguración para el mercado de combustibles argentino. El interés de grupos internacionales como Vitol o de jugadores locales fuertes como Eurnekian y Manzano demuestra que los activos de infraestructura en el país siguen siendo altamente valorados. Sea quien sea el ganador, el recambio promete una nueva etapa de inversiones en modernización de estaciones y eficiencia logística.

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Infraestructura: El poliducto de Vaca Muerta esquiva Bahía Blanca y consolida a Río Negro como el nuevo hub exportador

Por Redacción Runrún Energético

La arquitectura exportadora de Vaca Muerta ha tomado una definición irreversible. A través de un reciente edicto de YPF para notificar a superficiarios, se confirmó que la traza del nuevo poliducto de líquidos asociado al proyecto de GNL se desarrollará íntegramente por territorio rionegrino, dejando finalmente a Bahía Blanca fuera del mapa de esta inversión estratégica.

La ruta de los líquidos: El ducto tendrá una extensión de 570 kilómetros, conectando la zona de Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, con el puerto de Punta Colorada (Sierra Grande). Esta infraestructura es crítica para el megaproyecto Argentina LNG, ya que permitirá transportar y procesar el propano, butano y gasolinas naturales que se separan del gas natural antes de su licuefacción para exportación.

Punta Colorada: El nuevo puerto energético Con esta decisión, la provincia de Río Negro se adjudica un “pleno” en materia de infraestructura energética. Punta Colorada no solo albergará la planta de GNL y el oleoducto Vaca Muerta Sur, sino que ahora suma la planta fraccionadora y las terminales portuarias para los líquidos del gas. El complejo se perfila como la salida más profunda y eficiente hacia los mercados internacionales.

Impacto en el sistema portuario: Mientras Bahía Blanca lamenta la pérdida de esta inversión, que se suma a la ya conocida relocalización de la planta de GNL, el sector energético celebra la simplificación logística. Al concentrar toda la infraestructura en un mismo nodo exportador, se reducen costos operativos y se acelera el “time-to-market” de los hidrocarburos no convencionales.

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La Visión de Runrún Energético

Estamos asistiendo al nacimiento de un nuevo polo industrial en la Patagonia. La exclusión de Bahía Blanca no debe leerse como un desmedro de sus capacidades actuales, sino como la consolidación de una visión estratégica que busca eficiencia en aguas profundas. En Runrún creemos que Punta Colorada está llamada a ser para el siglo XXI lo que Bahía Blanca fue para el XX: la gran puerta de salida de la riqueza argentina al mundo.

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Legales: ¿Gas de Vaca Muerta a precios de importación? La Autoridad de la Competencia investiga sobrecostos en el mercado de gas

Por Redacción Runrún Energético

La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) citará a los principales directivos de distribuidoras, transportistas y comercializadoras de gas en una movida que busca transparentar la formación de precios en el mercado interno. La investigación se dispara tras una denuncia del Gobierno de Santa Fe, que advierte que la industria local está pagando sobrecostos injustificados por el gas natural.

El “mix de cuencas” bajo la lupa: El nudo del conflicto radica en cómo se factura el gas. Según el ministro de Producción de Santa Fe, Gustavo Puccini, se les cobra a las industrias y estaciones de GNC un “mix” que incluye el gas importado de Bolivia (con precios de hasta u$s 10 por millón de BTU), cuando en la realidad física el 100% del fluido que llega a la provincia proviene de Vaca Muerta, cuyo costo de producción ronda los u$s 3,50.

Impacto en la competitividad: Esta distorsión genera un sobrecargo estimado de entre el 20% y el 40% en las facturas energéticas. Para Santa Fe, esto representa un golpe directo a la competitividad de más de 400 grandes industrias, que ven cómo provincias vecinas con otros esquemas de suministro acceden a energía mucho más barata, a pesar de estar conectadas a la misma red nacional.

La respuesta oficial: Desde el Ministerio de Desregulación y la Secretaría de Energía han tomado nota del reclamo, reconociendo que el sistema tarifario requiere un rediseño urgente. La audiencia informativa de la ANC será clave para determinar si existen fallas de competencia o si se trata de una inercia regulatoria que las empresas están aprovechando para sostener sus márgenes ante la caída del consumo.

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La Visión de Runrún Energético

No podemos hablar de un país competitivo si le cobramos a nuestras fábricas gas importado mientras lo tenemos sobrando en Neuquén. En Runrún creemos que la transparencia es el primer paso para una verdadera desregulación.

Si Vaca Muerta es la solución, el beneficio debe llegar al usuario final de forma directa y no quedar atrapado en fórmulas de cálculo obsoletas. Esta investigación es una señal de que el “laissez-faire” energético también exige reglas claras de competencia.

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VMOS: Del Golfo de México al Sudeste Asiático; Los mercados que esperan el crudo del Vaca Muerta Sur

Por Redacción Runrún Energético

Con la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) avanzando a paso firme, la industria ya no solo discute cómo extraer el recurso, sino cómo posicionar el “Vaca Muerta Light” en las refinerías más exigentes del planeta. El ducto, que conectará Neuquén con el puerto de aguas profundas en Punta Colorada, será la llave para despachar inicialmente hasta 500.000 barriles diarios.

Estados Unidos: El destino natural La Costa del Golfo en EE.UU. se perfila como el comprador principal. Sus refinerías de alta complejidad necesitan el crudo liviano argentino para balancear sus dietas de refinación. La cercanía logística y la calidad constante del shale oil neuquino le otorgan a Argentina una ventaja competitiva frente a otros proveedores de la cuenca atlántica.

La conquista del Sudeste Asiático: La gran novedad del VMOS es la capacidad de cargar buques VLCC (Very Large Crude Carriers) en Punta Colorada. Al poder utilizar estos supertanques, Argentina reduce drásticamente los costos de flete, permitiendo que el petróleo de Vaca Muerta llegue con precios competitivos a mercados distantes como India, China y Corea del Sur, hoy dominados por el crudo de Medio Oriente.

Seguridad energética para Europa: Europa, en su búsqueda constante por diversificar proveedores tras el rediseño del mapa energético global en 2022, ve en el Atlántico Sur un socio confiable y democrático. El VMOS ofrece la escala necesaria para que las operadoras argentinas firmen contratos de suministro a largo plazo con las principales energéticas europeas.

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La Visión de Runrún Energético

El VMOS no es solo un caño; es un cambio de liga. Por primera vez en la historia, Argentina tiene la posibilidad de dejar de ser un exportador marginal para convertirse en un jugador de peso en el mercado global de hidrocarburos. En Runrún celebramos que la planificación ya no termine en la boca de pozo, sino en los puertos de destino. El éxito de Vaca Muerta se medirá por nuestra capacidad de hablar todos los idiomas del mercado energético mundial.

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Empresas: Combustibles de ultra-bajo azufre; YPF adecúa su refinería de La Plata para la nueva era de la movilidad

Por Redacción Runrún Eléctrico

En un paso decisivo hacia la modernización del parque automotor argentino, YPF anunció la puesta en marcha de una nueva unidad de hidrotratamiento de naftas en su Complejo Industrial La Plata. Esta inversión permite reducir el contenido de azufre a menos de 10 partes por millón (ppm), alineando la producción nacional con las normativas internacionales Euro 5 y Euro 6.

Eficiencia y cuidado ambiental La reducción del azufre no es solo un avance técnico; es una necesidad ambiental. Los combustibles de alta pureza permiten que los sistemas de post-tratamiento de los vehículos modernos operen sin degradarse, reduciendo drásticamente las emisiones de material particulado y gases de efecto invernadero. Es la infraestructura necesaria para que la transición hacia vehículos más eficientes sea una realidad en nuestras calles.

Optimización para el crudo de Vaca Muerta La nueva unidad está diseñada para procesar el crudo liviano proveniente de la cuenca neuquina. Al adaptar su capacidad de refinación al shale oil, YPF no solo mejora la calidad del producto final, sino que aumenta la eficiencia energética de todo el proceso productivo, disminuyendo la huella de carbono de la propia operación industrial.

Independencia energética Con esta mejora tecnológica, Argentina garantiza el autoabastecimiento de combustibles de máxima calidad, evitando la necesidad de importar naftas premium durante los picos de demanda. Esto fortalece la posición estratégica de la compañía de bandera en un mercado que exige cada vez mayores estándares de sostenibilidad.

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La Visión de Runrún Eléctrico

A menudo se piensa que la movilidad eléctrica y los combustibles líquidos son enemigos, pero en Runrún entendemos que la transición es un camino gradual. Que YPF invierta en naftas de ultra-bajo azufre es una gran noticia para la electrificación, porque prepara el terreno para motores híbridos más limpios y eficientes. La descarbonización empieza por mejorar lo que ya tenemos mientras construimos lo que vendrá.

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Política: Designación oficial; Manuel Adorni se suma al directorio de YPF en un cargo “ad honorem”

Por Redacción Runrún Energético

En medio de una reestructuración de los cuadros de mando de las empresas públicas, el Gobierno Nacional oficializó el desembarco de Manuel Adorni en el directorio de YPF. La designación, que se produce en un contexto de tensiones judiciales por la conformación de la mesa de decisiones de la petrolera, busca fortalecer el puente directo entre la Casa Rosada y la estrategia corporativa de la compañía.

Gestión sin remuneración extra Un punto central de la resolución es que el actual vocero presidencial desempeñará sus funciones en la petrolera bajo la modalidad “ad honorem”. Esto implica que no percibirá los honorarios correspondientes a un director de una empresa que cotiza en bolsa, manteniendo exclusivamente su remuneración por su cargo en el Poder Ejecutivo.

Alineamiento estratégico La llegada de Adorni al piso 32 de la torre de Puerto Madero responde a la necesidad del Ejecutivo de tener una voz de máxima confianza en el seguimiento de los proyectos clave para 2026, como el avance del plan Argentina LNG y la desinversión en activos maduros. Se busca que la comunicación de la compañía esté en total sintonía con la narrativa de desregulación económica que impulsa el Gobierno.

Contexto de conflicto judicial El nombramiento no está exento de polémica, ya que ocurre mientras persisten reclamos judiciales por la legitimidad de ciertas designaciones previas y la representación de las acciones del Estado. No obstante, desde YPF aseguran que el quórum y la legalidad del directorio están garantizados para continuar con el plan de inversiones récord previsto para este año.

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La Visión de Runrún Energético

La presencia de perfiles de alta visibilidad política en el directorio de YPF no es una novedad, pero el carácter ad honorem busca enviar un mensaje de austeridad en un momento de sensibilidad social. Para el mercado, el desafío será equilibrar este alineamiento político con la autonomía técnica que una empresa que cotiza en Wall Street requiere. Lo que es innegable es que la mesa de YPF hoy tiene una conexión directa y sin escalas con el despacho presidencial.

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Chile recalibra su brújula de hidrógeno verde: ¿Qué cambió en los objetivos desde 2020?

El Ministerio de Energía de Chile inició la consulta pública de la actualización de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde 2026-2030. A seis años del lanzamiento del documento original, la nueva propuesta reduce las metas de producción, ajusta al alza los costos proyectados y prioriza la consolidación de capacidades locales antes que la exportación masiva.  

El cambio más relevante frente a la estrategia 2020 es la reformulación de los objetivos cuantificables. En lugar de los 25 GW de capacidad de electrólisis propuestos para 2030, ahora se proyecta producir entre 100 kt/año y 200 kt/año de hidrógeno verde equivalente para consumo interno al comienzo de la siguiente década, además de 300 a 700 kt/año al 2035 para exportación y alcanzar entre 2 y 3,5 millones de toneladas al 2050

Es decir que en 2020, el éxito se medía en gigavatios, pero la administración saliente ha decidido cambiar la métrica, reemplazándola por hitos regulatorios y de infraestructura necesarios para habilitar la industria.

Mientras que a nivel de costos, se abandona la ambiciosa meta de 1,5 USD/kg, sino que ahora se estima menos de 4 USD/kg al 2030 y bajo los 2 USD recién hacia el año 2045 (600 USD/tonelada para el amoníaco verde).

El documento actualizado argumenta que consolidar el consumo local es «esencial para apalancar la exportación» y «reducir riesgos a partir de proyectos pequeños o medianos». La idea es utilizar a la industria nacional (minería, refinerías) como un laboratorio de pruebas y escala antes de lanzarse masivamente a los puertos internacionales.

Este ajuste de ambición responde al ritmo más lento del mercado global, la caída más moderada en los precios de electrolizadores y las dificultades para lograr economías de escala fuera de China que puedan reducir significativamente su costo. 

De todos modos, el gobierno reconoce que el país encabeza las inversiones en hidrógeno verde en Latinoamérica, cumpliendo la meta de USD 5000 millones y de 5 GW de capacidad de electrólisis, contabilizando lo declarado por los proyectos de H2V en operación, construcción y aquellos presentados el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), como también información de la Corporación de Bienes de Capital.

Derivados y demanda: el nuevo eje del desarrollo

Uno de los cambios más visibles es el protagonismo que adquieren los derivados del hidrógeno, como el amoníaco, metanol y e-fuels. De hecho, el documento incorpora el cambio de título oficial a “Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados”, reconociendo su rol fundamental para la viabilidad logística y comercial del sector.

Al mismo tiempo, el nuevo enfoque reposiciona la demanda interna como pilar de corto y mediano plazo. Frente al impulso exportador dominante en 2020, hoy se apuesta por generar condiciones para una industria local robusta, con aprendizajes técnicos, capital humano calificado y encadenamientos productivos, a fin de generar transferencia tecnológica necesaria para la etapa exportadora.

La actualización también fija hitos habilitantes al 2030, como la instalación de infraestructura logística portuaria, un sistema nacional de certificación, el uso de agua desalada o reciclada para la electrólisis y programas piloto en educación técnica. Estas medidas buscan asegurar que el despliegue sea sostenible en términos económicos, sociales y ambientales.

En paralelo, se proyectan inversiones de hasta 32 mil millones de dólares para 2035, y la creación de entre 36.000 y 85.000 empleos directos, impulsando no solo el crecimiento del sector, sino también la diversificación productiva en regiones clave como Magallanes y Antofagasta.

La consulta pública de esta estrategia está abierta hasta el 15 de febrero de 2026 en el sitio web del Ministerio de Energía (www.energia.gob.cl). En tanto que la versión final se publicará en marzo, incorporando los comentarios recibidos. 

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Storage en agenda: CADER reformula su nombre y anticipa un año clave para las baterías

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) oficializará un cambio en su denominación para incluir explícitamente al almacenamiento entre sus objetivos estratégicos. 

La entidad mantendrá su tradicional acrónimo, pero actualizará su estatuto para adoptar el nombre Cámara Argentina de Energías Renovables y Almacenamiento, reflejando así el creciente protagonismo de esta tecnología en el país.

“El storage en CADER tiene un rol, un comité y un lugar donde empujar sus requerimientos, sus propuestas y viabilizarlas. La idea de CADER es ser cada vez más federal, crecer en el número de socios y la incorporación del almacenamiento de forma activa”, manifestó Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara, en diálogo con Energía Estratégica. 

El rediseño llega en un momento clave para el sector. Tras el éxito de la licitación AlmaGBA, que adjudicó más de 700 MW de almacenamiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, el sector aguarda expectante el lanzamiento de una convocatoria orientada a replicar el modelo en otras regiones del país, bajo la denominación de AlmaSADI. 

“Con la licitación AlmaSADI, habrá mucho movimiento en el sector de almacenamiento en Argentina durante 2026. Hay varios nodos donde poner storage es más barato que combustible diésel importado, es decir que se puede reemplazar generación forzada”, afirmó Álvarez. 

“Ya hay una curva de aprendizaje de las baterías, bajaron los precios en forma exponencial, por lo que sumado a la posibilidad de reemplazar generación forzada y los eventuales cortes eléctricos, hace que el almacenamiento sea un paso indispensable para la gestión de fuentes variables”, añadió.

Y según anticipó este portal de noticias (ver nota), el nuevo proceso contempla una capacidad estimada de entre 500 y 600 MW de sistemas BESS, que se instalarán en nodos saturados conectados a líneas de 132 kV, especialmente en NOA, NEA y zonas de la Patagonia.

Aunque el marco regulatorio actual establece que la demanda sea quien contrate estos servicios, aún se discute si CAMMESA actuará como offtaker, lo que podría facilitar la adjudicación de los contratos, o si finalmente serán las distribuidoras quienes deban ocupar ese rol. 

Reformas regulatorias, generación distribuida y nuevos instrumentos de financiamiento

Más allá del almacenamiento, CADER también impulsa una actualización del marco regulatorio para garantizar previsibilidad a largo plazo. El objetivo es darle continuidad a la Ley N° 27191, asegurando al menos estabilidad fiscal, y en lo posible, recuperar algunos de los incentivos que promovieron el despegue de las renovables en los últimos años.

“Para generar un clima de inversiones atractivo, se necesita una Argentina que en lo macro esté por debajo de los 500 puntos de riesgo país, ya que el mercado de capitales baja mucho comparado con lo que teníamos el año pasado, y da un mini clima de estabilidad”, sostuvo el presidente de CADER.

“Que haya una ley que diga que el Estado Nacional asegura 20 años de intangibilidad es suficientemente bueno desde el punto de vista de declaración de principios”, continuó. 

En ese sentido, la Cámara promueve que estos principios sean incorporados en la futura Ley de Transición Energética, cuyo proyecto esperan que tome estado parlamentario en el primer semestre de 2026.

En paralelo, la generación distribuida se mantiene como una prioridad, especialmente en la articulación con provincias, a fin de remover barreras tanto de costos de transacción como de financiamiento, y replicar modelos que están funcionando bien, como el de Córdoba, la jurisdicción con mayor avance en la materia bajo la Ley N° 27424 con 1470 usuarios – generadores que suman 39 MW de capacidad (más del 30% a nivel país). 

Asimismo, CADER proyecta acuerdos con el INTI y el Gobierno Nacional para establecer un sistema de certificación técnica en la generación distribuida, que garantice calidad en las instalaciones con respaldo de banca pública o privada.

Finalmente, la Cámara busca consolidarse como nodo de referencia técnica y financiera del sector, incluyendo el diseño de una “bolsa de proyectos” voluntaria, destinada a facilitar el encuentro entre desarrolladores e inversores, y servir como insumo para los gobiernos a la hora de identificar oportunidades. 

“CADER se volvería un facilitador de esos procesos, poniendo foco en el financiamiento de corto, mediano y largo plazo”, concluyó Álvarez.

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España anuncia un anteproyecto de ley para afianzar el hidrógeno: ¿

Sara Aagesen, vicepresidenta del Gobierno y ministra par la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha inaugurado esta mañana el 4º Día del Hidrógeno de Enagás, y ha anunciado que “en los próximos meses se presentará un anteproyecto de ley que abordará la trasposición del paquete europeo del hidrógeno, para crear un sistema nacional del hidrógeno y un nuevo mercado regulado, impulsar la demanda de hidrógeno y los gases renovables, reforzar la competitividad y, por supuesto, habilitar las herramientas necesarias para el desarrollo de la infraestructura”.

La vicepresidenta, tras recordar que hasta el momento se han puesto más de 3.000 millones de euros en ayudas al hidrógeno renovable, ha concretado que el Anteproyecto diseñará “un marco para ofrecer más visibilidad y más estabilidad, a medio y a largo plazo, al objeto de favorecer todas las inversiones y adaptar de forma progresiva los distintos mercados para la incorporación de estas nuevas moléculas verdes”.

Durante su intervención, Aagesen ha hecho otros anuncios, como el lanzamiento a pública audiencia de un real decreto con las bases reguladoras y la convocatoria para la concesión directa de un mínimo de 415 millones en ayudas para proyectos españoles que participen en de la próxima subasta del Banco Europeo del Hidrógeno, bajo el esquema comunitario de subastas como servicio. Estas ayudas se destinarán a la producción de hidrógeno, con un tercio reservado a proyectos que abastezcan al sector marítimo y la aviación.

También bajo el esquema de subastas como servicio, ha indicado que hoy inicia la fase de audiencia pública otro real decreto con las bases reguladoras para la concesión directa de un mínimo de 50 millones para proyectos que electrifiquen procesos de calor industrial o consuman directamente combustible renovable, en el ámbito la próxima subasta del Banco Europeo de Descarbonización Industrial.

Ambos reales decretos aprovechan fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.

SOSTENIBILIDAD DEL HIDRÓGENO Y OTROS GASES RENOVABLES

Aagesen ha destacado la importancia de que la producción de hidrógeno y otros gases de origen renovable reúna las máximas garantías ambientales, y ha invitado a los asistentes a contribuir a la Consulta pública previa para la regulación del sistema nacional de verificación de la sostenibilidad y la reducción de las emisiones de CO2 de estos gases, que asimismo inicia hoy su audiencia pública.

Esta normativa, ligada al Proyecto de real decreto de impulso a la descarbonización del transporte y fomento de los combustibles renovables, actualmente en tramitación, creará un sistema de trazabilidad y certificación de los gases renovables que permitirá reducir costes de auditoría y verificación con relación a los regímenes voluntarios existentes, permitiendo que todo el sistema gasista español pueda ser considerado de forma integral –en el Tanque Virtual de Balance– y no de manera fraccionada.

La vicepresidenta, finalmente, ha apuntado que se ha remitido a los interesados la propuesta de resolución de los primeros concursos de capacidad de acceso a demanda a la red eléctrica, al objeto de que puedan hacer las alegaciones que consideren. Estos concursos, convocados el pasado mes de julio, permitirán la conexión de proyectos industriales muy relevantes, con varios ligados al hidrógeno de origen renovable.

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Laura Fernández gana la presidencia en Costa Rica: el sector espera continuidad de renovables aunque con ajustes

Con más del 55% de los votos, Laura Fernández se convirtió en la primera mujer en liderar el Poder Ejecutivo de Costa Rica desde 1949. Su llegada a la presidencia abre una etapa que, para el sector energético, combina continuidad con una agenda renovada, orientada a la eficiencia, la modernización del sistema y el fortalecimiento de alianzas estratégicas.

Costa Rica cuenta con una de las matrices eléctricas más limpias del mundo. Más del 99% de su generación eléctrica proviene de fuentes renovables. El reto ya no es producir energía verde, sino gobernar mejor el sistema: hacerlo más competitivo, eficiente y capaz de responder al aumento sostenido de la demanda.

En este contexto, William Villalobos, CEO de Core Alliance, planteó que “la victoria de Laura Fernández abre un escenario de continuidad con ajustes relevantes en la política pública energética”, y añadió que el nuevo gobierno deberá “conducir un sistema más competitivo y preparado para una demanda creciente, sin perder eficiencia ni seguridad jurídica”.

En los últimos años, el país recuperó el dinamismo perdido tras una década de parálisis. El ICE relanzó licitaciones bajo la Ley 7200, cooperativas rurales accedieron a nuevos proyectos de generación y se concretaron inversiones en transmisión, subestaciones y sistemas de medición inteligente, con apoyo de banca multilateral. Este proceso permite a la nueva presidenta asumir con una base sólida, aunque con pendientes urgentes.

Modernización regulatoria, alianzas y nuevas tecnologías

El plan energético de Fernández se apoya en la reorganización del sistema de gobernanza. Propone reforzar el rol rector del MINAE, mejorar la coordinación institucional y elevar la calidad regulatoria. Esto incluye aplicar evaluaciones de impacto regulatorio previas y posteriores, prácticas habituales en otros sectores pero históricamente ausentes en el eléctrico.

La política tarifaria —competencia de la ARESEP— también podría verse influida por una visión más integral del Ejecutivo. Sin interferir en sus funciones, el nuevo gobierno busca impulsar mecanismos de colaboración que contribuyan a la eficiencia del sistema y a una mejor señal de precios.

En paralelo, las alianzas público-público y público-privadas ganarán protagonismo. Fernández ya ha destacado que la colaboración entre instituciones estatales, empresas municipales y actores privados será clave para sostener la competitividad. El modelo no implica reemplazar al Estado, sino permitir que el sector privado funcione como aliado estratégico.

En este esquema, cooperativas de electrificación rural, CNFL e ICE podrán trabajar con generadores independientes bajo contratos de compraventa de energía (PPA), en esquemas que garanticen energía segura, limpia y asequible para el usuario final.

El nuevo ciclo también contempla el impulso de tecnologías complementarias que refuercen la resiliencia del sistema: almacenamiento, biogás, biometano y valorización energética de residuos. Estas fuentes, además de diversificar la matriz, promueven una gestión circular de los recursos.

Reformas clave y clima de inversión

A nivel legislativo, el Ejecutivo espera retomar proyectos estratégicos que quedaron estancados: geotermia de baja y media entalpía, marco normativo para residuos valorizables y participación de cooperativas en el Mercado Eléctrico Regional (MER). También se anticipa una revisión técnica del proyecto de armonización del sector eléctrico, hoy criticado por su fragmentación.

Villalobos advirtió que “el texto actual presenta un exceso de soluciones parciales” y pidió “una discusión más acotada y técnicamente enfocada, que permita evitar distorsiones en el mercado y proteger la estabilidad financiera de las distribuidoras”. Desde su mirada, cualquier reforma debe ser gradual, basada en datos reales y diseñada para mantener la seguridad jurídica del sistema.

El fortalecimiento de la institucionalidad, junto con un clima de negocios en recuperación, proyecta una mayor atracción de capitales para nuevos proyectos. Muchas empresas eléctricas ya tienen identificado un pipeline de iniciativas listas para atender la expansión de la demanda, especialmente desde sectores electrointensivos.

“La búsqueda de mayor eficiencia, junto con un mejor manejo del sistema, permite anticipar un escenario positivo para el sector energético nacional”, concluyó Villalobos.

Con reglas claras, planificación técnica y apertura al diálogo, la nueva administración busca posicionar a Costa Rica no solo como referente en generación limpia, sino como un modelo de eficiencia operativa e innovación energética en la región.

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Ecuador accede a USD 500000 de cooperación no reembolsable de la CAF para fortalecer el sistema eléctrico nacional

El gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Ambiente y Energía (MAE), gestionó USD 500000 en cooperación técnica no reembolsable de la CAFBanco de Desarrollo de América Latina y el Caribe – para el programa “Apoyo Integral a CELEC para la Expansión del Sistema Eléctrico”, que se ejecutará en 36 meses.

Los recursos se destinarán a fortalecer a CELEC EP, acelerar la expansión del Sistema Nacional de Transmisión y estructurar una cartera de proyectos eléctricos estratégicos listos para financiamiento futuro, cumpliendo estándares técnicos, ambientales y sociales internacionales. Esta planificación anticipada es clave frente a los desafíos estructurales del sistema, considerando que la demanda eléctrica del país crecerá hasta un 76 % hacia 2034.

La cooperación contempla la ejecución de estudios técnicos y socioambientales, análisis de alternativas de trazado, Estudios de Impacto Ambiental y Social (EIAS), así como estudios de ingeniería y perfiles financieros de proyectos prioritarios. Adicionalmente, se desarrollarán acciones de fortalecimiento institucional, orientadas a optimizar procesos, gestión y herramientas tecnológicas, y a destrabar cuellos de botella históricos del sistema eléctrico.

Como resultado, se espera una CELEC EP con mayor capacidad de gestión y ejecución, proyectos eléctricos listos para inversión, cumplimiento de cronogramas y estándares internacionales, y un aporte directo a la transición energética justa, en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible, particularmente el ODS 7 (Energía asequible y no contaminante) y el ODS 13 (Acción por el clima).

De manera complementaria, la CAF otorgó al Ecuador USD 2 millones en cooperación técnica no reembolsable para el “Programa Integral de Fortalecimiento del Sector Aéreo”, enfocado en estudios de factibilidad, rehabilitación de infraestructura aeronáutica, adquisición de equipamiento y fortalecimiento del rol del Estado como planificador y regulador.

La suscripción de estas cooperaciones se realizó en el marco de un foro internacional desarrollado en Panamá, con la participación del Ministerio de Ambiente y Energía, y ratifica que las relaciones internacionales del Ecuador están generando resultados concretos, basados en confianza, credibilidad y una visión clara de desarrollo sostenible.

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Gobierno reglamenta Colombia Solar y convierte el subsidio eléctrico en autogeneración para estratos 1, 2 y 3

El Ministerio de Minas y Energía de Colombia expidió para comentarios el proyecto de resolución que reglamenta el programa ‘Colombia Solar’, una política que habilita la autogeneración de energía solar como alternativa al subsidio tradicional de electricidad para los hogares de estratos 1, 2 y 3 del Sistema Interconectado Nacional.

Con esta reglamentación, el Gobierno establece los instrumentos contractuales, técnicos y financieros para su implementación, así como las reglas de propiedad, operación y mantenimiento de la infraestructura solar, garantizando su sostenibilidad por un horizonte de hasta 25 años.

La medida también define criterios claros de focalización y priorización, con énfasis en pobreza multidimensional, pobreza energética y costos del servicio.

El programa Colombia Solar fue declarado Proyecto de Interés Nacional y Estratégico (PINES) y cuenta con viabilidad técnica, fiscal y presupuestal, consolidándose como una herramienta clave para avanzar en la Transición Energética Justa, mejorar el acceso a energía limpia y aliviar la carga del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.

“Con Colombia Solar estamos transformando el subsidio en autonomía energética, llevándole energía limpia y barata a los hogares que históricamente han pagado las tarifas más altas, sobre todo en la costa Caribe”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

El jefe de la cartera explicó que esta política no solo democratiza el acceso a la energía solar, sino que también fortalece la sostenibilidad del sistema eléctrico. “Estamos cambiando el modelo: menos dependencia de subsidios permanentes y más capacidad instalada en los territorios, con transparencia y responsabilidad fiscal”, agregó.

Finalmente, Palma subrayó que el programa tiene un profundo sentido social y territorial.

“Colombia Solar es transición energética con justicia social. Es energía limpia para la gente, para los barrios y para las regiones que el mercado dejó atrás”, concluyó.

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ACERA lanza dossier: “Almacenamiento en Chile”, la navaja suiza de un sistema eléctrico en transformación

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) lanzó el dossier “Almacenamiento en Chile: la navaja suiza de un sistema eléctrico en transformación”, un documento técnico-estratégico que consolida la visión de ACERA sobre el almacenamiento energético en Chile y su rol como habilitador clave de estabilidad sistémica, bancabilidad e inversión de largo plazo en un sistema con alta penetración renovable.

La publicación desarrolla cinco ejes centrales:
1.    almacenamiento como activo sistémico (energía, suficiencia, flexibilidad, servicios complementarios y resiliencia);
2.    impacto en la sostenibilidad financiera de proyectos renovables;
3.    revisión de marco regulatorio, señales económicas y brechas;
4.    casos reales y comparativos de performance; y
5.    oportunidades de inversión, escalamiento e integración regional.

En un escenario donde los precios pueden deprimirse y aumentar los vertimientos, el almacenamiento emerge como herramienta para estabilizar flujosreducir exposición a riesgos operacionales/comerciales y convertir energía intermitente en una oferta más gestionable.

En 2025, los recortes de generación eólica y solar alcanzaron 6.084 GWh (+8% vs. 2024), equivalentes al consumo anual de 2,3 millones de hogares, y cerca del 19% de la generación eólica y solar del año.

Asimismo, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema, de modo que Chile cuenta con 9 GW de proyectos de almacenamiento en operación, en construcción y en prueba; sumado a otros 27 GW de almacenamiento en proceso de desarrollo.

  • 28 proyectos en operación (1,6 GW – 4,1 hrs de duración promedio).
  • 6 proyectos en pruebas (0,7 GW – 3,6 hrs de duración promedio).
  • 68 proyectos en construcción (6,8 GW – 4,4 hrs de duración promedio).
  • 14 GW de almacenamiento con calificación ambiental favorable
  • 13 GW de almacenamiento que actualmente están en calificación ambiental.

“Estamos optimistas con lo que se pueda ver más adelante con el fruto de este almacenamiento. Veremos un mejor funcionamiento del sistema, menores congestiones, menores costos internos, y eso sin duda favorecerá un sector de generación eléctrica más competitivo y mejores precios para el cliente final”, manifestó tiempo atrás Sergio Del Campo, presidente de ACERA, en relación al storage.

“A pesar de que ingresaron los sistemas de almacenamiento, los recortes aumentaron, pero de no haber estado presentes, habrían sido mucho mayores”, remarcaron desde el gremio a mediados de enero del presente año.

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Proyecto Vault: EE.UU. invertirá US$ 12.000 millones en crear una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras

Donald Trump, presidente de los Estados Unidos.

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras. El proyecto fue dado a conocer en la previa al encuentro en Washington en el que se presentará la iniciativa de establecer precios mínimos en el comercio internacional al que acudirán ministros del gobierno de Javier Milei.

La Casa Blanca confirmó que el proyecto Vault incluirá un préstamo gubernamental de largo plazo de US$ 10.000 millones a través del Banco de Exportación e Importación (EximBank) de EE.UU. para comprar y almacenar minerales para fabricantes de automóviles, empresas de tecnología y otros usuarios industriales.

El listado oficial de minerales críticos en los EE.UU. fue actualizado en noviembre e incluye minerales claves para la industria tecnológica y la transición energética como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio.

Las tierras raras son 17 elementos químicos claves en las industrias de punta tecnológica, como la industria militar. No son elementos escasos en la naturaleza, pero China concentra más del 60% de la producción y el 90% de la capacidad de refinamiento y separación de tierras raras del mundo.

Blindar el suministro de minerales críticos para las industria en EE.UU.

La inciativa busca blindar a las industrias estadounidenses de potenciales acciones de China sobre el suministro de minerales críticos y tierras raras mientras se trabaja para crear nuevas cadenas de suministros que no esten controladas por Beijing.

El EximBank informó que aprobó un préstamo directo de hasta US$ 10.000 para el proyecto Vault, que proporciona financiamiento a largo plazo a una alianza entre fabricantes de equipos originales (OEM) y proveedores de capital del sector privado.

Entre los primeros indicios de participación de fabricantes de equipos originales se incluyen Clarios, GE Vernova, Western Digital y Boeing. Entre los proveedores que prestan servicios al proyecto Vault se incluyen Hartree Partners, Mercuria Americas y Traxys.

China estableció en 2025 un control temporal sobre las exportaciones de tierras raras pesadas que afectó el suministro para las industrias en Europa y EE.UU, sentando un precedente que explica la respuesta de Trump con el proyecto Vault.

Las tierras raras pesadas son un subgrupo de elementos químicos esenciales en la fabricación de imanes de alta temperatura, sistemas de defensa y tecnologías verdes. Son más raros y valiosos que las tierras raras convencionales y sus cadenas de suministro están muy concentradas en China.

Cumbre de minerales críticos en Washington, con presencia argentina

El Departamento de Estado recibirá el miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.

La difusión del proyecto Vault anticipa algunas claves de lo que la administración Trump espera consensuar con países que considera aliados en la creación de cadenas de suministro de minerales críticos y tierras raras que sean independientes de China.

Trump habilitó a sus funcionarios a negociar mecanismos de fijación de precios e incluso precios mínimos en el comercio de estas materias primas. Un documento sobre el proyecto Vault circulado a la Casa Rosada menciona la posibilidad de establecer acuerdos de precios mínimos, según publicó shale24.

El subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó la semana pasada que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.

Los precios mínimos para minerales críticos y tierras raras son precios sostén que el gobierno federal acuerda pagar a determinadas empresas para respaldar el repago de sus inversiones. Si al momento de vender su producción el precio en el mercado es inferior al precio mínimo, el gobierno federal pagará esa diferencia.

, Nicolás Deza

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Vista firma la compra de activos a Equinor para continuar su expansión en Vaca Muerta

Vista Energy acordó la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta por un pago inicial neto de las cesiones a YPF de 712 millones de dólares. Como resultado de la operación, la empresa incorporaría una participación de 25,1 % en el bloque Bandurria Sur y de 35 % en Bajo del Toro, se comunicó.

La compañía acumula inversiones a la fecha por más de U$S 6.500 millones en Vaca Muerta, y este acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que viene desplegando para el desarrollo de la formación, se indicó.

El acuerdo de compra establece que la transacción se pagará mediante una combinación de efectivo y acciones: U$S 387 millones en efectivo y 6.2 millones de ADS, que representan acciones Serie A, de Vista.

Además del pago inicial, el acuerdo contempla un pago adicional contingente, que Vista abonará en cinco cuotas anuales, y estará sujeto a la producción de los activos adquiridos y al precio internacional del petróleo, en la medida en que el Brent se encuentre por encima de los U$S 65/bbl y llegué a un tope de U$S 80/bbl.

La operación será financiada mediante una combinación de fondos propios y financiamiento bancario. El crédito será otorgado por un consorcio de bancos internacionales, encabezado por Santander, Citi e Itaú, por un monto a determinar de hasta U$S 600 millones, con un plazo de cuatro años.

Una vez completada la transacción, YPF pasará a tener una participación de 44,9 % en el bloque Bandurria Sur, mientras que Shell Argentina conservará el 30 % y Vista el 25,1 % restante. En el bloque Bajo del Toro, en tanto, YPF contará con una participación del 65 % y Vista con el 35 % restante. YPF continuará siendo el operador de ambos bloques.

La operación está sujeta al cumplimiento de una serie de condiciones precedentes. Entre ellas, la renuncia —o el no ejercicio— de los derechos de preferencia que poseen YPF y Shell Argentina sobre los bloques.

A la fecha de este anuncio, YPF ha suscrito la renuncia a sus derechos de preferencia sobre Bandurria Sur, sujeta a la renuncia o no ejercicio de los derechos de preferencia por parte de Shell Argentina, así como sobre Bajo del Toro.

En abril del año pasado, Vista concretó la adquisición del 50 % de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, Vista se consolidó como el mayor productor independiente de crudo, y el principal exportador de petróleo de la Argentina.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, señaló que “esta adquisición nos permite incorporar dos activos de primer nivel en Vaca Muerta, fortaleciendo aún más nuestra posición en la cuenca. Los bloques son ideales para complementar el portafolio de Vista, ya que aportan tanto reservas y producción básica como un amplio inventario de pozos de alta productividad listos para perforar y apuntalar nuestro crecimiento”.

Asimismo, destacó el trabajo conjunto que se viene realizando con YPF: “Estamos profundizando una experiencia de trabajo iniciada con la adquisición del 50 % de La Amarga Chica, donde ya alcanzamos importantes sinergias operativas. Compartimos una visión común: la clave para el desarrollo del shale pasa por ganar competitividad a partir de una mayor eficiencia y con la innovación como eje central”.

Vista espera concretar el cierre de la operación durante el segundo trimestre de 2026. Una vez completados los procesos legales en marcha y concretado el cierre de la transacción, Vista sumará aproximadamente 22.000 barriles equivalentes de petróleo por día, y llevará su producción total proyectada por encima de los 150.000 boe/d agregando, además, 54 millones de barriles equivalentes de reservas probadas.

También, incorporaría 27.730 acres netos en el epicentro de Vaca Muerta y un robusto inventario de pozos, reforzando su posicionamiento en las zonas más productivas de la formación, se indicó.

Se trata de activos que durante 2025 generaron un EBIDTA estimado en U$S 269 millones y que suman flujo de caja positivo desde 2026 en adelante, apuntalando de manera directa los objetivos anunciados de generación de caja de la compañía. La transacción profundizará el perfil exportador de Vista.

Bandurria Sur
El bloque Bandurria Sur es una concesión de explotación de hidrocarburos no convencionales que abarca 56.464 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el bloque contaba con 195 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 181 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100 % de participación.

Durante el tercer trimestre de 2025, alcanzó una producción total de 81.285 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 67.634 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 421 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100 % de participación).

Bajo del Toro
El bloque Bajo del Toro abarca 38.744 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el área contaba con 22 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 24 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100 % de participación.

Durante el tercer trimestre de 2025, Bajo del Toro alcanzó una producción total de 4.191 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 3.565 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 396 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100 % de participación).

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Nuevos precios para los Biocombustibles en febrero

La Secretaría de Energía de la Nación estableció nuevos precios para los biocombustibles para el mes de febrero.

A través de la Resolución 24/2026 fijó en PESOS UN MILLÓN OCHOCIENTOS CUARENTA Y DOS MIL SETECIENTOS NOVENTA Y SEIS ($ 1.842.796) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de febrero de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, se indicó.

Asimismo, y a través de la Resolución 25/2026, la secretaría a cargo de María Tettamanti fijó en PESOS UN MIL CON OCHOCIENTAS SESENTA Y OCHO MILÉSIMAS ($ 1.000,868) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley de biocombustibles, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante febrero y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Por la misma Resolución fijó en PESOS NOVECIENTOS DIECISIETE CON TRESCIENTAS VEINTITRÉS MILÉSIMAS ($ 917,323) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640. También rige para las operaciones durante febrero de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Una grieta en el corazón del modelo económico

La preexistente tensión entre Techint y el Gobierno nacional se agudizó a partir de la licitación para la provisión de tubos de acero destinados al gasoducto que unirá Vaca Muerta con la costa de Río Negro, donde se proyecta una planta de producción de GNL para exportación: el concurso por los caños del proyecto Argentina FLNG de Southern Energy abrió una grieta que desbordó lo estrictamente empresarial y pasó a inscribirse en el terreno de la disputa política y estratégica.

La oferta ganadora de la licitación fue de la firma india Welspun, por 203 millones de dólares, que fue impugnada por Tenaris bajo el argumento de dumping: tubos fabricados en India con chapa china, a precios artificialmente deprimidos.
En ese proceso, el Ejecutivo avanzó con pliegos que no contemplan mecanismos de preferencia para proveedores locales ni criterios de integración nacional, habilitando la importación de tubos fabricados en el exterior, principalmente desde Asia.

Según fuentes de la compañía, lejos de existir una brecha del 40 %, su propuesta era competitiva en términos internacionales y, frente a una práctica considerada desleal, llegó incluso a ofrecer igualar las condiciones comerciales de la oferta ganadora para preservar una operación que concentra más del 60 % del mercado argentino de tuberías, aun a costa de resignar rentabilidad en ese contrato específico.

La paradoja es que el propio régimen de incentivos del RIGI, concebido para fomentar encadenamientos productivos locales, terminaría financiando empleo y valor agregado en China o India con recursos fiscales argentinos. Pero el dilema no es meramente contable sino estratégico: la siderúrgica del Grupo Techint con plantas en 17 países y más de 26.000 empleados y Tenaris-Siat emplea hoy a 420 trabajadores directos y, por cada uno de ellos, se estiman cuatro más en su cadena de valor, en un entorno ya penalizado por impuestos distorsivos como el cheque, ingresos brutos y tasas municipales.
Techint, a través de su controlada Tenaris, venía siendo el proveedor histórico de este tipo de caños para gasoductos de alta presión, producidos en su planta de Campana, con estándares técnicos homologados por el propio sistema regulatorio argentino.

La empresa sostiene que la decisión de importar, ignora deliberadamente las distorsiones y asimetrías estructurales del comercio internacional del acero —subsidios estatales, dumping y financiamiento dirigido— y pone en riesgo la continuidad de una cadena industrial estratégica. Para Techint, la exclusión de criterios de desarrollo industrial en una obra financiada directa o indirectamente por el Estado no es un problema comercial puntual, sino una definición política que impacta sobre el empleo calificado, la balanza comercial y la capacidad futura del país para ejecutar infraestructura energética crítica.
La controversia escaló al plano político cuando el presidente Javier Milei con su habitual estilo ramplón calificó a Paolo Rocca como “Don Chatarrín de los Tubitos Caros”, mientras su ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, sostenía que insumos más baratos implican mayor rentabilidad, inversión y exportaciones.

Mar de fondo

Queda de manifiesto que el conflicto entre Milei y Techint no es coyuntural ni personal, es estructural. Expresa la colisión entre dos modelos de capitalismo. No porque el mundo se agote en esa dicotomía, sino porque la reducción deliberada del debate a términos barriales ha sido la técnica que permitió al Gobierno nacional avanzar con su programa de ajuste.

Techint encarna una forma de capitalismo industrial integrado, propia de empresas complejas cuya proyección en los mercados globales exige la presencia de un Estado fuerte y articulador, como ocurre con la mayoría de los grandes conglomerados europeos, norteamericanos o chinos.

Un país que produce acero dispone de una base industrial estratégica que le permite sostener sectores clave como la construcción, la energía, el transporte y la defensa, reduce su dependencia externa en insumos críticos y tiene mayor capacidad de capturar valor agregado, generar empleo calificado y desarrollo tecnológico.
En cambio, un país que no produce acero queda estructuralmente dependiente de importaciones para obras e industrias fundamentales, es más vulnerable a shocks externos de precios y suministro, y ve limitada su autonomía económica y estratégica, ya que el acero es un insumo transversal que condiciona tanto el desarrollo productivo como la capacidad de decisión soberana.
Desatender esta dimensión supone desconocer el lugar estratégico que ocupa la producción de acero en la economía de cualquier estado que aspire a un horizonte sostenido de progreso a ser un país importante.

La experiencia histórica de la propia Argentina, Inglaterra, Estados Unidos, Rusia, Alemania, Japón, Corea, China, Brasil y más recientemente la India, constituye una demostración elocuente de que la siderurgia es un pilar insoslayablemente básico de toda economía que pretenda desarrollo.

Haz lo que digo

El discurso de Milei no se corresponde plenamente con sus actos. Con Milei el Estado no desaparece ni reduce sustantivamente su presencia: redefine sus funciones. Abandona la planificación para intervenir de otro modo, orientado a reordenar, disciplinar y garantizar el funcionamiento de los mercados. Se trata de una intervención en otras áreas, pero no por ello menos significativas sino todo los contrario.

En ese marco, el acero deja de ser concebido como una industria estratégica y pasa a ser tratado como un bien indiferenciado, sometido sin matices a las reglas del mercado mundial, despojado de toda consideración relativa a su gravitación económica, su aporte al empleo calificado, al desarrollo tecnológico y a su arraigo productivo nacional. Todo ello ocurre, además, en un contexto internacional marcado por el fin de la globalización y por el giro proteccionista de los Estados Unidos, que cierran su economía frente a la producción foránea, mientras la Argentina, en una nueva paradoja, abre su mercado a China, principal enemigo económico del nuevo socio estratégico del Gobierno.

Milei propone un modelo de capitalismo financiero desregulado -harto conocido en este país- en el que el Estado no debe planificar ni proteger, sino limitarse a garantizar un conjunto de reglas abstractas.
Mientras tanto, interviene de manera permanente en el tipo de cambio (cepo, desregulación, crawling, shock), en las tarifas (sinceramiento, quita de subsidios, aumento de los planes sociales), en los contratos (renegociaciones, marcos regulatorios) y en los precios relativos (energía, transporte, combustibles). Además pisa ingresos y salarios no homologando acuerdos paritarios.
Es decir: interviene en el Estado pero no para planificar el desarrollo industrial y las cadenas de valor, sino en una obsesiva intervención sobre la moneda, el déficit, el balance fiscal y los ingresos populares.

Su obsesión pasa por alto que los países que pone de ejemplo, durante 2025 tuvieron fuertes déficits fiscales: Estados Unidos: 7,4%, Israel (6,4%), Bélgica (5,5%), Francia (5,4%), Finlandia (4,6%), Inglaterra (4,3%), Nueva Zelandia (4,1%), Austria (4,3%), Italia (3,3%), El Salvador (2,8%), España (2,7%), Australia (2,7%), Perú (2,4%), Canadá (2,2%), los Países Bajos (2,1%), Corea (1,5%) y Japón (1,2%).
Por otra parte, en estos dos años de gobierno, la inversión se desplomó un 12% respecto a la última etapa de la administración del golpeador Alberto Fernández: hay 584.686 personas menos con empleo registrado, según la Secretaría de Trabajo, cuando por año ingresan al mercado no menos de 150.000 trabajadores.

El consumo masivo derrapó en 2025 un 11,9% respecto a 2023, según la medición de la consultora Scentia que pondera los gastos en supermercados, autoservicios, farmacias, e-commerce, almacenes y kioscos y mayoristas, los niveles de morosidad en el pago de las tarjetas de crédito son récord y la actividad productiva, no vinculada a la energía, al agro y a la minería, está en un pozo de profundidad nunca visto salvo en la pandemia.
Esos datos se explican en parte por la caída de los salarios formales y las jubilaciones que perdieron sistemáticamente frente a la inflación.

La Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Tarjeta Alimentar fueron las únicas transferencias que crecieron en términos reales durante los dos primeros años del gobierno de Milei, convirtiéndose en el ancla social del ajuste.
A diciembre de 2025, la AUH alcanzó a 4.114.513 titulares —incluidos 93.453 beneficiarios por discapacidad— y la Tarjeta Alimentar llegaba a 2.546.130 familias, cubriendo a más de 4,5 millones de niños: más de seis millones de prestaciones en total. Lejos del relato del “fin de los planes”, la ayuda directa a los sectores más pobres no solo no se redujo, sino que se expandió, al tiempo que el salario mínimo y las jubilaciones se deterioraban.
Este esquema —transferencias monetarias masivas, directas y sin intermediación— ayuda a explicar la ausencia de estallidos sociales pese a la magnitud del ajuste: el Gobierno desplazó a las organizaciones sociales, pero reforzó el flujo de recursos hacia los hogares más vulnerables, reconfigurando, y no eliminando, el Estado social.

“Nos van a salir dólares por las orejas”

En materia hidrocarburífera, una lectura preliminar de los lineamientos políticos de Javier Milei sugiere que el presidente parece inclinarse más hacia el paradigma nigeriano que hacia el noruego. Noruega hizo de sus recursos naturales una auténtica política de Estado: convirtió sus hidrocarburos en una palanca de desarrollo mediante empresas públicas robustas, una densa red de proveedores locales, capacidades tecnológicas propias y un fondo soberano que hoy resguarda más de un billón de dólares para las generaciones futuras.

Nigeria, en cambio, quedó atrapada en un esquema primario-exportador, casi colonial, estructurado en torno a enclaves de multinacionales, con escasa integración industrial y una apropiación de la renta que ha nutrido la corrupción, la desigualdad y la debilidad institucional. En un caso, el petróleo fue una escuela de capitalismo productivo; en el otro, un atajo hacia la dependencia y la desarticulación económica.

¿Y las inversiones?

La ausencia de inversión externa -a pesar del RIGI- no es un accidente ni una casualidad de mercado: es la consecuencia directa de un régimen diseñado para seducir capitales especulativos a costa de penalizar al propio empresariado nacional.
Con beneficios fiscales, cambiarios y regulatorios pensados para grandes jugadores globales—, el esquema deja fuera de juego a las empresas locales, asfixiadas por una estructura tributaria distorsiva y sin acceso al mismo tratamiento preferencial. El resultado es un modelo de enclave: proyectos que extraen recursos en suelo argentino, gozan de rentas extraordinarias garantizadas por el Estado y reinvierten poco o nada en el tejido productivo doméstico. El RIGI no está atrayendo inversión productiva al país; está organizando, con reglas de Estado, una nueva forma de extranjerización del desarrollo.
El episodio de los caños de Welspun es apenas la expresión más visible de un desplazamiento más profundo: por primera vez en décadas, un gobierno argentino deja de asumir, como principio, que una obra energética estratégica deba contar con un proveedor industrial nacional.

Para Techint, no se trata simplemente de un contrato perdido, sino de la ruptura de un pacto histórico —nunca formalizado, pero largamente vigente— entre el gran capital industrial y el Estado argentino.
Durante años, ese equilibrio estructuró el modelo de desarrollo: el Estado planificaba, financiaba y demandaba; los grupos locales invertían, generaban empleo y exportaban; y los grandes medios contribuían a legitimar ese esquema bajo la narrativa del “desarrollo nacional”. La administración de Milei quiebra ese acuerdo implícito.

En un mundo de bloques, multipolar, quien controla el acero controla la capacidad de existir como actor y no como mercado. Por eso la verdadera discusión no es si Techint gana demasiado o paga poco, sino si la Argentina seguirá teniendo una columna vertebral industrial o aceptará, una vez más, que otros construyan su futuro con el hierro que ella misma extrae.

Por eso el conflicto no es meramente ideológico, sino existencial. Para Milei, Techint encarna una distorsión del funcionamiento del mercado; para Techint, Milei representa una anomalía dentro del sistema político argentino. La disputa excede los intereses sectoriales y pone en juego dos concepciones irreconciliables sobre el papel del Estado, el capital y el desarrollo.

Milei no confronta solo con Techint, sino con la noción de burguesía nacional como sujeto económico-político y cabeza del desarrollo. Al llevar la obra pública a cero, ese andamiaje es desmantelado de raíz.

La ruptura no solo inquieta a los industriales, sino también a los grandes conglomerados mediáticos (Léase Clarín), a los que se les arrebata su lugar histórico como interlocutores naturales del poder.

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Legales: Un laberinto impositivo; pese a las promesas, las pymes aún pagan 37 tributos y solo les quitaron el Impuesto PAIS

Un reciente informe del IARAF (Instituto Argentino de Análisis Fiscal) revela que, a pesar de la eliminación del Impuesto PAIS el pasado 1° de enero de 2026, las pymes argentinas continúan atrapadas en un complejo entramado fiscal.

El mapa de los 37 impuestos: Actualmente, una pequeña o mediana empresa en Argentina debe afrontar 37 tributos distintos a lo largo del año, repartidos en 18 nacionales, 8 provinciales y 11 municipales.

La carga burocrática de las 67 obligaciones: Más allá de los impuestos, la gestión diaria incluye un total de 67 obligaciones anuales al sumar los 30 regímenes de retención, percepción e información vigentes. Esto obliga a las pymes a transformarse en entes recaudadores del Estado.

Estructuras de cumplimiento hipertrofiadas: Para cumplir con este laberinto regulatorio, cada empresa debe contar con un equipo sobredimensionado de personal especializado. Esta necesidad de sostener departamentos contables y legales robustos solo para “estar en regla” desvía fondos que deberían destinarse a ingeniería, tecnología y mejora de procesos productivos.

Falta de alivio administrativo: Aunque el fin del Impuesto PAIS bajó costos de importación, el alivio administrativo ha sido nulo. La industria nacional reclama que la desregulación llegue finalmente al sistema tributario para ganar competitividad real.

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Apoyamos el rumbo de libertad económica, pero el reclamo a Federico Sturzenegger es urgente. No podemos tener una Argentina exportadora si las pymes que fabrican los insumos para nuestras cuencas están asfixiadas por 67 trámites y obligadas a pagar sueldos de especialistas solo para cumplir con la burocracia. Menos formularios es igual a más producción.

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Inversiones: Los proyectos que reconfiguran el rol energético de Río Negro

La provincia de Río Negro se consolida como el nuevo nodo estratégico y de exportación de la energía argentina, desplazando el eje histórico de Buenos Aires mediante proyectos de infraestructura de escala global que conectan Vaca Muerta con el Atlántico.

El Oleoducto Vaca Muerta Sur: Este proyecto, liderado por YPF, representa una inversión superior a los u$s 2.500 millones. El ducto atravesará la provincia para finalizar en una terminal de exportación en Punta Colorada, Sierra Grande, que contará con la monoboya más grande del país para carga de buques tanque de gran calado, permitiendo una salida directa del crudo neuquino hacia mercados internacionales.

La planta de GNL y el polo exportador: La confirmación de la terminal de Gas Natural Licuado (GNL) en territorio rionegrino reconfigura el mapa gasífero nacional. Este desarrollo no solo implica la construcción de la planta de licuefacción, sino la traza de nuevos gasoductos dedicados exclusivamente a la exportación, aprovechando las ventajas naturales de profundidad de las costas rionegrinas que evitan dragados costosos.

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Impacto en el empleo y servicios locales: La magnitud de estas obras estima la creación de miles de puestos de trabajo directos e indirectos. Esto exige que las empresas de servicios locales y las Pymes regionales se preparen para cumplir con estándares internacionales, lo que tracciona una demanda de personal especializado y capacitación técnica sin precedentes en la región.

Desarrollo de infraestructura complementaria: El despliegue industrial en Sierra Grande y zonas aledañas requiere de una inversión paralela en rutas, servicios básicos y conectividad. La provincia se enfrenta al desafío de gestionar un crecimiento demográfico acelerado traccionado por el “boom” energético, consolidando un nuevo polo de desarrollo fuera de la zona núcleo tradicional.

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Río Negro dejó de ser una provincia de paso para convertirse en la verdadera “llave” de salida de los recursos de Vaca Muerta al mundo. El triunfo de la provincia al captar estas inversiones —bajo el paraguas del RIGI— demuestra que la seguridad jurídica y el alineamiento con el sector privado son tan importantes como la geografía. Es el inicio de una era donde el puerto rionegrino competirá con las principales terminales de exportación del hemisferio sur, cambiando el centro de gravedad del poder energético nacional.

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Empresas: Welspun, el gigante indio que toma el control de la provisión de tubos para el gasoducto de Vaca Muerta

La adjudicación de la provisión de tubos para la ampliación de la infraestructura de transporte en Vaca Muerta a favor de Welspun Corp marca la entrada de un jugador global de escala masiva que rompe con la hegemonía histórica de los proveedores tradicionales en el Cono Sur.

Capacidad técnica y escala global: Welspun Corp es el segundo mayor fabricante de tuberías de gran diámetro del mundo. Su ventaja competitiva radica en su capacidad de producir tubos de hasta 24 metros de largo (el estándar común es de 12), lo que reduce a la mitad la cantidad de soldaduras necesarias en el terreno. Esto no solo acelera los tiempos de obra, sino que disminuye drásticamente los puntos críticos de falla en gasoductos de alta presión.

La logística de los “nodos” y personal especializado: La empresa no solo provee el acero; opera bajo un modelo de gestión de inventarios justo a tiempo (Just-In-Time). Para el gasoducto de Vaca Muerta, esto exige la contratación de personal especializado en logística portuaria y técnicos de control de calidad certificados bajo normas API (American Petroleum Institute). La movilización de más de 100.000 toneladas de acero requiere una coordinación quirúrgica entre los puertos de Buenos Aires/Bahía Blanca y los centros de acopio en Neuquén.

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El respaldo del “Deep Pocket” Indio: Welspun forma parte de un conglomerado de u$s 5.000 millones con intereses en textiles, energía y acero. Su llegada a Argentina viene apalancada por líneas de crédito internacionales que los proveedores locales no pueden igualar hoy. Esto le permite ofrecer plazos de financiación que resultan vitales para que las obras de infraestructura no dependan exclusivamente del presupuesto público o de la caja inmediata de las operadoras.

Certificaciones y Sostenibilidad: Un dato clave de la investigación es que Welspun ha comenzado a certificar su producción bajo estándares de acero verde, utilizando procesos con menor huella de carbono. Esto es un requisito que las operadoras internacionales en Vaca Muerta (como Shell o TotalEnergies) empiezan a exigir a sus proveedores para cumplir con sus propios objetivos de descarbonización global.

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La Visión de Runrún Energético

La llegada de Welspun es la prueba de que el mercado de infraestructura en Argentina se está “globalizando” en serio. No se trata solo de precio; se trata de tecnología de punta que nuestras empresas locales todavía no pueden fabricar a esa escala de longitud.

Sin embargo, en Runrún advertimos un punto clave: cada tubo de Welspun que llega al puerto requiere un despachante, un camionero, un soldador y un inspector de calidad argentino. El desafío para las cámaras de proveedores es integrarse a esta cadena de suministro global para que el conocimiento técnico quede en casa. La competencia es sana, pero la integración local es lo que hace al desarrollo sostenible.

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Minería: Oro, plata y cobre en alza récord impulsan una lluvia de inversiones mineras en América Latina

Por Redacción Runrún Energético

Mientras los metales preciosos y básicos rompen récords históricos, la región se posiciona para recibir inversiones por más de u$s 230.000 millones hacia 2033, con Argentina como el destino de mayor crecimiento relativo en nuevos proyectos.

Rally histórico de precios y refugio de valor

El escenario global de incertidumbre geopolítica ha llevado al oro a superar los u$s 4.600 por onza, mientras que la plata rompió la barrera de los u$s 90, niveles nunca antes vistos. Por su parte, el cobre alcanzó los u$s 13.310 por tonelada en Londres, impulsado por la demanda crítica de la inteligencia artificial, los centros de datos y la transición energética global.

Argentina: El motor del crecimiento regional

Según el informe Mine 2025 de PwC, Argentina proyecta inversiones cercanas a los u$s 33.000 millones para la próxima década. A diferencia de Chile o Brasil, donde el capital se destina mayormente a mantenimiento, en nuestro país el 70% de los fondos están orientados a proyectos greenfield (nuevos desarrollos). Distritos como Vicuña, con proyectos de escala mundial como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol, son las piezas clave del nuevo mapa cuprífero.

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Financiamiento estratégico de organismos multilaterales

Se confirmó que el Banco Mundial y el BID desembolsarán u$s 5.000 millones en el país en los próximos años. De este total, u$s 2.400 millones ya están comprometidos a través de la Corporación Financiera Internacional (IFC) para el desarrollo de la minería de litio en la provincia de Salta, consolidando el respaldo financiero internacional al modelo de apertura y seguridad jurídica.

Transformación tecnológica e Inteligencia Artificial

El nuevo ciclo minero está atravesado por la digitalización: el 87% de las compañías ya utiliza IA para optimizar la eficiencia operativa y la seguridad. El uso de gemelos digitales y sensores inteligentes permite construir infraestructuras más sostenibles, reduciendo la huella de carbono y garantizando la licencia social necesaria para operar en entornos complejos.

La Visión de Runrún Energético

Estamos ante una oportunidad histórica donde la geología argentina finalmente se encuentra con el capital global. El respaldo del Banco Mundial y el IFC no es casualidad; es el resultado de un cambio de rumbo que pone a la minería como política de Estado.

Sin embargo, para que estos u$s 33.000 millones se traduzcan en desarrollo, el país debe acelerar las obras de infraestructura eléctrica y vial en la cordillera. El cobre es el nuevo petróleo y Argentina tiene todo para ser el líder de la región.

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Empleo: El Instituto Vaca Muerta lanza una búsqueda masiva de docentes y personal especializado

Con fecha de apertura confirmada para el próximo 16 de marzo en el Polo Tecnológico de Neuquén, el Instituto Vaca Muerta (IVM) inició formalmente la selección de su equipo académico y administrativo, priorizando perfiles con experiencia directa en la industria del Oil & Gas.

Un hito en la formación técnica: El IVM, impulsado por la Fundación YPF en conjunto con el sector público, busca cubrir la creciente demanda de talento calificado en la cuenca neuquina. La institución funcionará en el “Edificio N” del Polo Científico Tecnológico, un espacio recuperado que simboliza la transformación industrial de la ciudad de Neuquén hacia un centro de servicios y conocimiento de primer nivel.

Perfiles técnicos solicitados: La búsqueda, gestionada por la consultora Patagonia Resources, se centra en docentes especializados en áreas críticas para la operación de yacimientos no convencionales. Las asignaturas a cubrir incluyen Química, Petróleo, Mecánica, Electricidad, Automatización y Seguridad Industrial. El requisito excluyente es poseer una sólida trayectoria previa en posiciones operativas dentro de la industria energética.

Estructura de acompañamiento y gestión: Además del cuerpo docente, el instituto busca conformar su staff no docente, incluyendo personal administrativo, técnicos de soporte institucional, orientadores y tutores académicos. El objetivo es brindar un acompañamiento integral a los estudiantes para asegurar que la formación técnica se traduzca en una inserción laboral inmediata y eficiente.

Inscripciones y contacto: Los profesionales interesados en formar parte de este centro educativo en formación deben enviar su CV actualizado y carta de presentación al correo: busquedas@patagoniaresources.com.ar. Esta convocatoria representa una oportunidad única para que el personal especializado que ya opera en la cuenca transmita el know-how a las nuevas generaciones.

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La Visión de Runrún Energético

La creación del Instituto Vaca Muerta es la respuesta necesaria al cuello de botella que mencionábamos: la falta de personal especializado. No alcanza con tener el recurso en el subsuelo; necesitamos mentes capacitadas para extraerlo de forma eficiente y segura.

Desde Runrún celebramos que la formación técnica se dé en el corazón de la cuenca y de la mano de quienes ya conocen el barro y la presión de los pozos. Este es el camino para bajar los costos operativos a largo plazo: formar talento local con estándares globales. Menos improvisación, más academia petrolera.

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Economía: Vaca Muerta ante el nuevo escenario global; Geopolítica, riesgo país y el desafío de los costos

Por Redacción Runrún Energético

El escenario energético mundial para 2026 presenta una paradoja estratégica: mientras la tensión geopolítica en Medio Oriente sostiene precios volátiles, los fundamentos del mercado global exigen que Vaca Muerta acelere su eficiencia para competir en un mundo con mayores excedentes de stock.

Precios y el “techo” de los u$s 60

Aunque el Brent ha mostrado picos por el riesgo de conflictos, las proyecciones para finales de 2026 sugieren una estabilización del crudo en la zona de los u$s 55-60. Para Argentina, este escenario marca un punto de inflexión: la exportación sigue siendo el objetivo, pero los márgenes de ganancia dependerán exclusivamente de la eficiencia operativa y no solo de los precios internacionales.

El costo de producción (Break-even)

La competitividad técnica de la cuenca neuquina ha logrado llevar el break-even (precio de equilibrio) a un rango de entre u$s 35 y u$s 40 por barril. Mantener estos costos bajos es vital para blindar los planes de inversión frente a una posible caída del precio internacional, asegurando que el flujo de divisas no se detenga.

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El Riesgo País como barrera financiera

El análisis de especialistas como Daniel Montamat advierte que el subsuelo ya cumplió su parte; ahora le toca a la macroeconomía. Es urgente que el riesgo país continúe su sendero descendente, ya que funciona como un piso para el costo del capital. Sin financiamiento accesible, Vaca Muerta corre el riesgo de quedar limitada a un modelo extractivo, perdiendo la oportunidad de encadenar procesos de valor agregado.

La ventana de oportunidad en la Petroquímica

Con el gas natural produciéndose a menos de u$s 3 el millón de BTU, Argentina se posiciona como un refugio para industrias electrointensivas y petroquímicas que hoy sufren por la falta de gas barato en Europa. Para aprovechar esta relocalización de empresas, el país debe contar con el personal especializado necesario para operar plantas de alta complejidad y garantizar contratos de largo plazo.

La Visión de Runrún Energético

En Runrún lo tenemos claro: el éxito de Vaca Muerta se mide en competitividad, no en suerte geopolítica. Tenemos el gas más barato de la región y un petróleo de clase mundial, pero si no bajamos el costo del capital (riesgo país), estamos compitiendo con una mochila de plomo.

El desafío para 2026 es transformar ese recurso en industria real: fertilizantes, plásticos y energía exportable. Menos burocracia y más ingeniería son la única forma de que Argentina se convierta en la solución energética que el mundo está buscando.

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Petróleo: El motor oculto del boom; Vaca Muerta alcanza cifras récord impulsada por sus áreas “locomotoras” y el RIGI

La producción de petróleo en Vaca Muerta cerró enero con volúmenes históricos de 450.000 barriles diarios, consolidando un crecimiento sostenido que descansa sobre bloques de alta eficiencia y un flujo de inversión acelerado por el nuevo marco normativo.

1.Récord de producción en las áreas clave El salto productivo está liderado por bloques estratégicos como Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. En estas áreas “locomotoras”, la intensidad de las etapas de fractura y la optimización de los pozos horizontales han permitido alcanzar niveles de extracción inéditos, consolidando a estos yacimientos como el corazón del abastecimiento nacional.

2.Impacto del RIGI y nuevos horizontes El flujo de inversiones proyectado para 2026 ya supera los u$s 10.000 millones. Este dinamismo está traccionado por los beneficios del RIGI, que al permitir la libre disponibilidad de divisas para inversiones que superen los u$s 200 millones, ha provocado que las operadoras aceleren los planes de completación de pozos (fracking) que se encontraban en lista de espera.

3.La demanda de personal especializado Este nivel de actividad exige una estructura operativa de alta complejidad. Cada operadora y empresa de servicios debe sostener dotaciones de personal altamente especializado, no solo para las tareas técnicas en campo, sino para gestionar el cumplimiento del denso entramado de regulaciones de seguridad y estándares técnicos vigentes. Esta necesidad de equipos profesionales robustos garantiza la continuidad en un entorno de máxima exigencia operativa.

4.Infraestructura y eficiencia operativa La reducción de los tiempos en la completación de pozos permite que Vaca Muerta compita con los mejores desarrollos internacionales. Sin embargo, la industria advierte que el sistema operativo corre el riesgo de saturarse si la infraestructura de transporte no acompaña el ritmo de producción, ya que la capacidad de evacuación hacia refinerías y nodos de exportación opera actualmente al límite.

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La Visión de Runrún Energético

Vaca Muerta ya no es una promesa; es una realidad industrial de escala global. Lo que el mercado define como el “motor oculto” es la combinación de la capacidad técnica argentina con el “arrancador” financiero que significó el RIGI. Pero atención: para que este motor no se frene, es vital que la carga administrativa no asfixie a los equipos técnicos.

Si el personal especializado tiene que dedicar más tiempo a la burocracia que al terreno, perdemos la competitividad que tanto costó conseguir. El éxito de los 450.000 barriles debe ir acompañado de una simplificación normativa real.

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Medio ambiente: Ley de Glaciares; El Senado define el 10 de febrero una reforma clave para destrabar inversiones mineras

El oficialismo y los bloques opositores se preparan para un debate decisivo en el Senado que busca “ordenar” la aplicación de la Ley 26.639. La reforma apunta a clarificar los alcances de la protección ambiental para reducir la incertidumbre jurídica que hoy frena proyectos de escala global.

Corrección técnica y seguridad jurídica El proyecto oficial no propone una derogación, sino una “adecuación técnica”. El objetivo central es precisar las definiciones de glaciar y ambiente periglacial, estableciendo que la protección debe basarse en un inventario actualizado y en la verificación técnica de si una geoforma aporta efectivamente agua a la cuenca. Esto permitiría el avance de proyectos industriales en zonas de suelos congelados o permafrost que no tienen valor hídrico estratégico.

Refuerzo del Federalismo Un punto central de la discusión es el rol de las provincias. La reforma busca devolver a las autoridades provinciales la competencia para identificar y autorizar actividades en sus territorios, en línea con los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional. Esta postura cuenta con el respaldo explícito de la Mesa del Litio y la Mesa del Cobre, integradas por provincias cordilleranas que exigen reglas claras para desarrollar sus recursos naturales.

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Inversiones en juego y el RIGI Desde el Ejecutivo remarcan que la adecuación no tendrá efectos retroactivos ni afectará Declaraciones de Impacto Ambiental vigentes. Sin embargo, subrayan que la certidumbre es vital para atraer los u$s 30.000 millones en inversiones mineras proyectadas. La norma busca armonizar la protección del agua con el RIGI, asegurando que los grandes proyectos tengan un marco legal estable que no sea objeto de judicialización constante.

Tensión con el sector ambientalista Organizaciones como Greenpeace y la FARN han iniciado campañas de presión advirtiendo sobre un posible “retroceso ambiental”. El debate gira en torno al principio de no regresión del Acuerdo de Escazú. Mientras el oficialismo asegura que las prohibiciones esenciales de la minería en glaciares se mantienen, la oposición dialoguista busca un documento intermedio que garantice la protección del recurso hídrico sin bloquear el desarrollo productivo.

La Visión de Runrún Energético

La Ley de Glaciares actual, por su ambigüedad, se convirtió en un cepo al desarrollo de las provincias cordilleranas. En Runrún sostenemos que la protección ambiental y la minería no son excluyentes, pero para eso se necesitan mapas, no ideología.

Si un suelo congelado no aporta agua, no debería ser una barrera para una inversión de miles de millones de dólares. El desafío del 10 de febrero es salir del “todo o nada” y darle a la Argentina una legislación de clase mundial que proteja el agua pero que también permita sacar el cobre y el litio que el mundo demanda para la transición energética. Sin seguridad jurídica, no hay futuro minero.

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Minería: Salta autoriza a Mansfield Minera a iniciar exploraciones en Arizaro para extender la vida útil de Lindero

A través de la Resolución N° 008/26, la Secretaría de Minería de Salta aprobó el Informe de Impacto Ambiental para que Mansfield Minera avance en el yacimiento Arizaro, un proyecto satélite clave para el futuro del complejo Lindero.

Estrategia de “Doble Motor” La aprobación permite que la compañía mantenga la producción activa en la mina Lindero (que recientemente alcanzó el hito de 500.000 onzas de oro producidas) mientras inicia campañas de exploración en Arizaro. El objetivo es convertir recursos potenciales en reservas probadas para extender la vida útil del complejo más allá de los 13 años proyectados inicialmente.

El potencial de Arizaro Ubicado a pocos kilómetros de la operación principal en la Puna salteña, Arizaro es considerado un depósito tipo pórfido aurífero-cuprífero de alto potencial. Esta nueva etapa de exploración busca definir “blancos” que permitan alimentar la planta de procesamiento existente, optimizando la infraestructura ya instalada.

Hito en sostenibilidad: La primera mina híbrida El anuncio de expansión coincide con la consolidación de Lindero como la primera mina híbrida de la Puna. Gracias a una alianza con la empresa Secco, el yacimiento ya opera con energía solar durante el día, reduciendo un 40% el consumo de combustible y simplificando una logística crítica que se encuentra a más de 4.000 metros de altura.

Impacto en el empleo local Mansfield emplea hoy a más de 700 personas de manera directa. La continuidad y expansión del proyecto garantizan estabilidad laboral y traccionan la demanda de proveedores locales nucleados en la Cámara de Proveedores Mineros de Salta (CAPEMISA).

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La agilidad de la Secretaría de Minería de Salta para emitir esta resolución es la respuesta que el sector esperaba. En minería, si no explorás hoy, te quedás sin mina mañana. Mansfield está demostrando que se puede ser eficiente (con su planta solar) y ambicioso al mismo tiempo. Es un caso testigo de cómo el oro sigue siendo el pilar de las exportaciones salteñas mientras el litio termina de madurar sus inversiones.

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Empresas: Diego Trabucco asumió la presidencia de Nova Energy tras la compra de los activos de DLS

Tras la salida estratégica de la multinacional DLS Archer de la Cuenca del Golfo San Jorge, se formalizó el nacimiento de Nova Energy, la compañía que toma el control de una de las flotas de equipos más importantes de la región.

Nueva estructura operativa La transición marca la asunción de Diego Trabucco como presidente de la firma, quien junto a Javier Basso se asocia al consorcio regional liderado por el empresario comodorense Pablo Pires, titular de SGA y Vientos del Sur.

Equipamiento y personal La operación incluye la transferencia de aproximadamente 20 equipos especializados en workover y pulling, además de una dotación de personal con vasta experiencia en la cuenca. Estos activos son críticos para el mantenimiento de la producción en yacimientos maduros.

Cambio de paradigma en la región Mientras Archer concentra su capital y nuevos contratos en el shale de Vaca Muerta, Nova Energy apuesta a la eficiencia en los campos de Chubut y Santa Cruz. Esta transición permite una estructura de costos más ágil y una respuesta inmediata frente a la burocracia de las grandes multinacionales.

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El regreso de Diego Trabucco a la primera línea operativa es una señal de vitalidad para el sur. La creación de Nova Energy es el ejemplo perfecto de la “argentinización” eficiente: empresarios locales tomando la posta de las multinacionales para cuidar cada barril de crudo convencional mientras el país mira hacia el GNL.

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Oviedo toma el mando energético de Honduras: las claves del plan oficial y el futuro de la licitación de 1500 MW

El Gobierno de Honduras designó al ingeniero Eduardo Oviedo como nuevo secretario de Estado en el Despacho de Energía, quien además liderará de forma interina la Gerencia General de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Su llegada se produce en una etapa de reordenamiento institucional y definición de prioridades para el sector eléctrico, tras meses de parálisis política, donde está en juego la licitación de 1500 de nueva capacidad de generación, lanzada por el gobierno anterior.

Con más de 20 años de experiencia en planificación energética, regulación y ejecución de proyectos, Oviedo ha ocupado cargos en la Dirección General de Hidrocarburos, la Superintendencia de Energía y el Programa de Desarrollo de Energía Renovable de Honduras. También trabajó como consultor en organismos multilaterales, lo que le otorga una visión sistémica y operativa de los desafíos del país.

Desde el primer día, el nuevo secretario empezó a ejecutar la hoja de ruta energética que diseñó el actual Gobierno para el período 2026-2030. El plan tiene cinco ejes: sostenibilidad financiera, expansión de infraestructura, impulso a fuentes renovables, acceso universal y eficiencia institucional. Entre sus metas principales están:

  • Elevar al 80% la participación renovable en la matriz eléctrica para 2027.

  • Reducir en 40% las pérdidas del sistema, tanto técnicas como no técnicas.

  • Duplicar la capacidad instalada en fuentes limpias, especialmente solar, eólica y biomasa.

Además, se impulsará un esquema de estabilización tarifaria y la implementación de un Plan Maestro de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, enfocado en la calidad del suministro, cobertura territorial y criterios técnicos.

El otro gran frente de trabajo es la reactivación de la licitación para 1500 MW de nueva capacidad de generación, que había sido congelada por la inestabilidad política. Este proceso contempla contratos de largo plazo tanto para fuentes renovables como térmicas, además de almacenamiento y soluciones de flexibilidad. Según informaron autoridades del sector, más de diez empresas ya adquirieron las bases.

De ese total, al menos 500 MW serán adjudicados a tecnologías limpias, con prioridad para diversificar la matriz y reducir la dependencia de combustibles fósiles caros. El calendario preliminar prevé adjudicaciones antes de mediados de 2026.

Referentes del ecosistema energético destacan que el desafío principal será garantizar la transparencia técnica y regulatoria del proceso, así como su viabilidad financiera. Se trata de una convocatoria clave para atraer inversión, resolver cuellos de botella en generación y sentar bases para la transición energética.

Nuevo contexto político tras el cambio presidencial

La asunción de Oviedo se produjo pocos días después de que Nasry Asfura tomara posesión como presidente de Honduras, el 27 de enero, luego de unas elecciones tensas que paralizaron la gestión pública durante semanas. El escenario anterior, de vacío institucional, había afectado la toma de decisiones y el avance de procesos críticos como la licitación.

Durante su campaña, Asfura propuso recuperar la sostenibilidad del sistema eléctrico y modernizar la gestión del sector. En su discurso inaugural, afirmó que era necesario “retomar la agenda energética con visión de largo plazo”. La designación de Oviedo refuerza esta línea, con una conducción de perfil técnico y enfoque operativo.

Una fuente cercana al gabinete energético señaló que la apuesta es consolidar un mando unificado que facilite la ejecución del plan de gobierno y articule con los actores del mercado. “Estamos en un momento clave para recuperar credibilidad institucional”, remarcó.

En ese marco, Oviedo tendrá el rol central de restaurar la planificación, estabilizar las empresas del sector y coordinar con el mercado privado la expansión de generación y redes. Su gestión será determinante para definir el rumbo del sistema eléctrico hondureño en los próximos años.

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Perú renueva liderazgo eléctrico a tres meses de las elecciones: Nilo Pereira Torres asume como viceministro

El Ministerio de Energía y Minas del Perú (MINEM) oficializó la designación de Nilo Pereira Torres como nuevo viceministro de Electricidad tras la salida de Francisco Mendoza De Luca, quien había asumido el cargo en septiembre de 2025, en un contexto de impulso a la electrificación rural y modernización del sistema energético.

La decisión del Gobierno se da a menos de tres meses de las elecciones generales del 12 de abril de 2026, en las que se renovará la presidencia, el Congreso y el Parlamento Andino.

En caso de que ningún candidato alcance el 50 % de los votos válidos, se contempla una segunda vuelta para el 7 de junio. En este escenario, la nueva gestión del Viceministerio de Electricidad adquiere carácter transitorio, aunque determinante para el futuro del sector.

Nilo Pereira es ingeniero electricista colegiado, con maestría en Gestión Pública, y ha ocupado cargos técnicos de alta responsabilidad dentro del propio MINEM, incluyendo la Dirección General de Electricidad y la Dirección de Regulación y Concesiones Eléctricas. “Su experiencia profesional lo ha llevado a liderar equipos técnicos en diferentes áreas clave para el desarrollo del sistema eléctrico nacional”, destaca el comunicado del Ministerio.

Posee más de 25 años de trayectoria en el sector eléctrico, con experiencia como gerente general de empresas estatales como Electro Ucayali, Electro Oriente y Electro Tocache. Es egresado de la Universidad Nacional del Centro del Perú y cuenta con estudios de especialización en regulación tarifaria, planeamiento empresarial y gestión pública en instituciones como la Universidad ESAN y la Sociedad Nacional de Industrias. Además, ha trabajado como consultor técnico en la Dirección General de Electricidad del MINEM, lo que refuerza su conocimiento del aparato estatal y del marco normativo energético.

La trayectoria del nuevo viceministro está vinculada a procesos normativos, concesiones y expansión del servicio eléctrico en zonas rurales. Sin embargo, el gran desafío que enfrenta en este corto período será el marco regulatorio para las energías renovables, especialmente en torno a la Ley N° 32249, que modifica el marco de las licitaciones de energía limpia, pero aún carece de reglamentación específica.

Según la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) , más de USD 12.000 millones en inversiones en proyectos renovables permanecen en pausa por falta de reglamentos, lo que frena el ingreso de nueva capacidad de generación y resta previsibilidad al sistema. El sector privado observa con atención, en un momento en que el país tramita más de 10 GW renovables, impulsados por empresas como Engie, Enel,Kallpa Generación, Celaris Energy, Sonnedix, First Solar, Atlas, SolarPack, Tozzi Green, entre otras.

El nuevo viceministro asume con la responsabilidad de avanzar en la implementación de esta normativa y definir los cronogramas para las futuras licitaciones anunciadas para 2026. Mientras tanto, se acumulan reclamos por parte de desarrolladores e inversionistas, que ven con preocupación la falta de lineamientos que garanticen condiciones claras para nuevos contratos de suministro eléctrico con fuentes no convencionales.

La gestión de Pereira también se da en el marco de la conducción del ministro Jorge Luis Montero Requena, quien impulsa una estructura técnica fortalecida para acelerar proyectos de infraestructura, redes inteligentes y acceso universal. En este sentido, el Viceministerio de Electricidad no solo tendrá que gestionar el presente, sino también dejar preparadas las bases para la transición que implicará el cambio de administración tras las elecciones.

Con una ventana política limitada y en medio de un contexto incierto, la prioridad inmediata será reactivar la confianza del sector renovable y mostrar avances concretos en reglamentación y ejecución, especialmente en un país que aún depende en gran medida de generación hidroeléctrica y térmica.

El nombramiento de Pereira, con experiencia interna en el aparato estatal, es interpretado por actores del sector como una apuesta a la estabilidad técnica en un tramo final de gobierno que necesita dejar señales de continuidad institucional. Desde el MINEM se espera que en los próximos días se comuniquen los lineamientos concretos de su gestión, particularmente en torno a la aplicación de la Ley 32249 y la planificación de futuras subastas.

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CFE habilita contratos mixtos con privados en México y Sheinbaum convoca a bancos para financiar renovables

El Gobierno de México desplegó una estrategia sincronizada para reforzar su política energética y movilizar capital privado hacia proyectos clave de infraestructura eléctrica. El 27 de enero, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo mantuvo un encuentro en Palacio Nacional con representantes de la Asociación de Bancos de México (ABM), incluyendo ejecutivos de BBVA, Banamex, HSBC, Bank of America México, MONEX y Bx+.

Durante la reunión, la mandataria pidió a los bancos “preparar esquemas de financiamiento para proyectos que serán anunciados en los próximos días”, según reportaron fuentes presentes, considerando que las iniciativas abarcan generación con fuentes renovables y nuevas obras de transmisión eléctrica esenciales para destrabar cuellos de botella.

Al día siguiente, el pasado 28 de enero, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) publicó en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos de los Esquemas para el Desarrollo Mixto, habilitando formalmente nuevas asociaciones con el sector privado en proyectos de generación eléctrica, infraestructura asociada y almacenamiento.

El marco normativo define tres mecanismos de adjudicación: licitación pública, invitación restringida y adjudicación directa, cada uno con procedimientos técnicos y financieros específicos. La CFE remarca que “el procedimiento competitivo nos da la oportunidad de mejorar las condiciones para el Estado y la CFE, sin cambiar las especificaciones originales”.

Bajo estos contratos, los privados podrán compartir costos, inversiones y riesgos, siempre que los proyectos garanticen una rentabilidad financiera sostenible y cumplan con criterios de confiabilidad, seguridad, accesibilidad y sostenibilidad del Sistema Eléctrico Nacional. El modelo económico exigido debe incluir análisis de flujos de caja descontados, tasas internas de retorno (TIR), periodos de recuperación de inversión y sensibilidad de variables.

Para aprobar cada iniciativa, se conformará un Grupo de Desarrollo Mixto (GDM) integrado por representantes de la CFE, la Secretaría de Energía (SENER) y la Secretaría de Hacienda. Este equipo evaluará la viabilidad técnica, operativa, financiera y socioambiental de los proyectos. “Los contratos deberán contemplar cláusulas sobre estructura legal, financiamiento, derechos y obligaciones, mecanismos de gobernanza y resolución de controversias”, establece el documento.

En los esquemas de inversión mixta, la CFE deberá mantener al menos el 54% del capital común, garantizando el control del Estado. Además, los costos de estructuración del proyecto deben estar cubiertos por el esquema financiero acordado y no generar compromisos fuera del modelo aprobado.

En línea con las prioridades federales, los proyectos deberán integrarse a los planes vinculantes de expansión del sistema eléctrico y cumplir con las normativas de confiabilidad operativa, eficiencia tecnológica y responsabilidad social. Se exigirá también un plan de mantenimiento, actualización tecnológica y reportes trimestrales de desempeño económico y técnico, a cargo de supervisores designados por la CFE.

La doble acción —el diálogo político con la banca y la publicación del nuevo esquema normativo— marca un punto de inflexión en la política energética mexicana, donde se busca que el sistema financiero nacional participe activamente en la transición energética. Desde la presidencia, el mensaje fue claro: “El sistema financiero debe ser un aliado de los grandes proyectos de infraestructura y energía”.

La estrategia también se da en un contexto económico desafiante: desaceleración del crecimiento, tensiones comerciales internacionales, incremento al IEPS y persistencia del uso de efectivo en la economía. Frente a esto, el Gobierno plantea que la expansión de infraestructura verde puede convertirse en un motor de inversión y modernización estructural.

Cabe recordar que el Gobierno tiene pendiente el lanzamiento de la segunda convocatoria para privados programada para enero del corriente año, tras una primera ronda de adjudicación que generó expectativas positivas en el sector renovable por su rapidez y certidumbre operativa. 

En ese primer proceso —orientado a proyectos de generación limpia y almacenamiento— se adjudicaron más de 3.320 MW de capacidad renovable y 1.488 MW en sistemas de baterías, con inversiones que reflejaron un renovado interés internacional en el mercado mexicano, incluyendo la participación de filiales de grandes grupos globales. 

Al integrar capital privado bajo reglas claras y criterios técnicos exigentes, los contratos mixtos de la CFE se posicionan como un nuevo vehículo para atraer inversión y acelerar la construcción de activos estratégicos para la energía limpia. 

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Vista avanza en Vaca Muerta: se quedó con los activos de Equinor a cambio de US$ 712 millones

Vista Energy cerró este lunes la adquisición del 30% de Bandurria Sur y un 50% de Bajo del Toro, dos áreas en Vaca Muerta que eran propiedad de la noruega Equinor, a cambio de una inversión neta de 712 millones de dólares. Al mismo tiempo, firmó la cesión a YPF, operador de ambas áreas, de una participación del 4,9% y del 15% de los activos, respectivamente. Por lo que la empresa que preside Miguel Galuccio terminará incorporando una participación total del 25,1% en el bloque Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro. 

Esta operación le permitirá a Vista convertirse en una operadora de shale oil con una producción superior a los 150.000 boe/d consolidando su lugar como el principal productor independiente de crudo y el mayor exportador de petróleo de la Argentina. 

La compañía acumula inversiones a la fecha por más de US$ 6.500 millones en Vaca Muerta, y este acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que la compañía viene desplegando para el desarrollo de la formación. 

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy.

En abril del año pasado, concretó la adquisición del 50% de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, Vista se consolidó como el mayor productor independiente de crudo y el principal exportador de petróleo de la Argentina. 

Galuccio, presidente y CEO de Vista, señaló que “esta adquisición nos permite incorporar dos activos de primer nivel en Vaca Muerta, fortaleciendo aún más nuestra posición en la cuenca. Los bloques son ideales para complementar el portafolio de Vista, ya que aportan tanto reservas y producción básica como un amplio inventario de pozos de alta productividad listos para perforar y apuntalar nuestro crecimiento”. 

Asimismo, destacó el trabajo conjunto que se viene realizando con YPF: “Estamos profundizando una experiencia de trabajo muy positiva, iniciada con la adquisición del 50% de La Amarga Chica, donde ya alcanzamos importantes sinergias operativas. Compartimos una visión común: la clave para el desarrollo del shale pasa por ganar competitividad a partir de una mayor eficiencia y con la innovación como eje central.” 

La operación está sujeta al cumplimiento de una serie de condiciones precedentes. Entre ellas, la renuncia —o el no ejercicio— de los derechos de preferencia que poseen YPF y Shell Argentina sobre los bloques. A la fecha de este anuncio, YPF ha suscrito la renuncia a sus derechos de preferencia sobre Bandurria Sur, sujeta a la renuncia o no ejercicio de los derechos de preferencia por parte de Shell Argentina, así como sobre Bajo del Toro. 

, Nicolas Gandini

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TGN designó a Horacio Pizarro como su nuevo director general

Horacio Pizarro, nuevo director general de TGN

Transportadora Gas del Norte designó a Horacio Pizarro como nuevo director general, quien asumió el cargo a partir de este martes 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.

Pizarro es Ingeniero Industrial, egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA), y cuenta con un Posgrado en Explotación de Yacimientos e Ingeniería de Reservorios del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA).

Desde hace 25 años se desempeñó en la Organización Techint en la que ocupó diversos cargos destacándose recientemente como director senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.

Nuevo director general

Desde la compañía señalaron que su designación se enmarca en una nueva etapa orientada a fortalecer la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento del sistema de transporte de gas, en un contexto de expansión de la infraestructura energética del país.

A su vez, destacaron que Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de TGN desde 1992, año de la creación de la empresa. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como director general, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella en los resultados alcanzados y en la cultura organizacional. Además, es uno de los principales directivos de la industria de gas natural con una visión integral del mercado gasífero.

Mercado de exportación

En los últimos meses, Ridelener estuvo abocado a tratar de recuperar el mercado de exportación de gas argentino a partir del desarrollo de Vaca Muerta, tratando de generar acercamientos con Brasil y Chile.

“Agradezco profundamente la gestión de Daniel Ridelener y el equipo que consolidó en TGN. Su liderazgo y visión sentaron las bases para la expansión de nuestro sistema de transporte. Nuestro compromiso es cuidar ese legado, profundizando la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento que acompañan el desarrollo energético del país”, expresó Horacio Pizarro, nuevo director general de TGN.

Ridelener destacó el perfil de su sucesor y el trabajo del equipo de la compañía: “Horacio reúne las capacidades técnicas, de gestión y de liderazgo que TGN necesita para su próxima etapa. Me honra haber sido parte de TGN desde sus inicios y agradezco por todos estos años de trabajo junto a un gran equipo que trabaja todos los días para mover el gas que se consume en nuestro país y en países vecinos. Estoy convencido que TGN bajo la conducción de Horacio seguirá cumpliendo un rol clave en el desarrollo de nuestra industria”.

, Redaccion EconoJournal

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Ventus se adjudica la operación y mantenimiento uno de los mayores proyectos solares de Colombia

Ventus la empresa ha sido adjudicada para la operación y mantenimiento (O&M) del parque solar Puerta de Oro, un proyecto de 375 MWp de potencia instalada, ubicado en los municipios de Guaduas y Chaguaní Cundinamarca, propiedad de Patria Investments.

El contrato incluye la gestión integral de la planta, que abarca lavados de paneles, ejecución de pruebas eléctricas, supervisión y operación de los sistemas de generación, así como la operación de los activos de conexión de alta tensión. Con esta adjudicación, Ventus supera los 1000 MW en gestión de activos renovables en América Latina, consolidando su posición como uno de los principales referentes regionales en operación y mantenimiento.

El Parque Solar Puerta de Oro cuenta con 511380 módulos fotovoltaicos y 300 inversores centralizados, distribuidos en una superficie de 540 hectáreas, equivalente a más de 750 canchas de fútbol profesional. Además, el proyecto incluye una línea de transmisión de alta tensión de 22 kilómetros a 230 kV y una subestación de evacuación 34,5/230 kV equipada con dos transformadores de potencia de 190 MVA.

“La operación y el mantenimiento son una parte fundamental del ciclo de vida de los proyectos renovables. No se trata solo de mantener los equipos funcionando, sino de optimizar su rendimiento, extender su vida útil y asegurar que cada megavatio generado aporte valor sostenible a largo plazo”, destacó Federico Lombardo, Gerente de Operación y Mantenimiento de Ventus. 

“Estamos muy orgullosos de la confianza depositada en nosotros por Patria Investments y de poder acompañar el crecimiento del sector solar en Colombia con la misma excelencia técnica que caracteriza a Ventus”, concluyó el Gerente de O&M.

Puerta de Oro es un proyecto que marca un antes y un después para la transición energética en Colombia. Su reconocimiento como uno de los parques solares más grandes del país y su entrada en operación en este 2026 reflejan no solo su magnitud, sino la responsabilidad que implica garantizar su funcionamiento eficiente y sostenible en el tiempo.

“Para nosotros, la operación no es una fase posterior al desarrollo, sino el corazón que garantiza que el proyecto entregue valor real al sistema energético del país. La presencia de Ventus en Puerta de Oro fortalece nuestra visión de largo plazo: una planta que opere con excelencia técnica, optimice su rendimiento y contribuya de manera sostenida a la seguridad energética de Colombia”.  Afirmó Luis Alberto Páez, CEO Plataforma de Energía, Patria Investments y CEO Puerta de Oro. 

Con esta nueva adjudicación, Ventus reafirma su liderazgo en toda la cadena de valor de la energía renovable, desde la ingeniería y construcción (EPC) hasta la gestión y operación de activos, fortaleciendo su presencia y compromiso con el desarrollo energético sostenible de Colombia y América Latina.

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Magallanes aprueba calificación ambiental de un parque eólico clave para la industria del hidrógeno verde

La Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de Magallanes dio su aprobación unánime a la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del parque eólico Faro del Sur, impulsado por HIF Global, marcando un nuevo hito para el despliegue de energías renovables en el extremo sur de Chile.

Localizado en el sector de Cabo Negro, el proyecto contempla una inversión cercana a los USD 500 millones y la instalación de 62 aerogeneradores de tecnología avanzada, con una capacidad total de 372 MW. Su escala lo posiciona entre los primeros desarrollos eólicos de gran envergadura en Magallanes, orientados al suministro de electricidad limpia para procesos industriales de alta demanda energética.

La energía producida por Faro del Sur será transportada mediante una línea de transmisión subterránea de aproximadamente 12 kilómetros hasta complejos industriales vinculados a combustibles renovables. En particular, abastecerá a la futura planta de e-combustibles de Cabo Negro, también promovida por HIF Global, que prevé la producción de e-metanol y otros combustibles carbono neutrales a partir de energía eólica y fuentes renovables complementarias.

Desde el ámbito regional, autoridades subrayaron que la aprobación del proyecto entrega certezas ambientales y regulatorias, al tiempo que impulsa un modelo productivo con mayor valor agregado local, generación de empleo y un aporte directo a la diversificación de la matriz energética de Magallanes.

El parque incorporará aerogeneradores de tres palas y última generación, diseñados para capturar de manera eficiente los intensos vientos característicos de la región. Junto con la infraestructura asociada, Faro del Sur se proyecta como un referente en el desarrollo de energías renovables a gran escala en el sur del país.

La iniciativa se integra a un ecosistema en expansión vinculado al hidrógeno verde y sus derivados, en el que Magallanes se ha consolidado como un polo estratégico gracias a sus condiciones climáticas favorables y su potencial para articular cadenas productivas de e-combustibles.

La aprobación unánime del proyecto envía una señal positiva a los inversionistas sobre la solidez del marco regulatorio chileno para iniciativas de energías limpias, en un contexto donde múltiples proyectos buscan avanzar desde la tramitación ambiental hacia su construcción.

Expertos destacan que desarrollos como Faro del Sur no solo contribuyen a la reducción de emisiones y a la diversificación de la matriz energética, sino que también fortalecen la proyección de Chile como exportador de energía y combustibles renovables, un eje central de su estrategia energética y climática de largo plazo.

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Chile abre convocatoria a presentar propuestas de expansión de la transmisión e informes de distribución para el año 2026

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile abrió la convocatoria a los interesados a participar en la etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión, así como a las empresas distribuidoras a presentar los informes de obras de expansión de sus sistemas de distribución, en el marco del proceso de Planificación Anual de la Transmisión correspondiente al año 2026. 

Esta convocatoria se realiza conforme a lo dispuesto en el artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos y en los artículos 81, 107, 108 y 109 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión, aprobado mediante el Decreto Supremo N° 37 de 2019 del Ministerio de Energía, publicado en el Diario Oficial el 25 de mayo de 2021.

Las propuestas de proyectos de expansión de la transmisión y los informes de expansión de los sistemas de distribución correspondientes al año calendario 2026 podrán presentarse entre el 20 de febrero y el 20 de abril de 2026, a través del correo electrónico oficinadepartes@cne.cl, con copia a plandeexpansion2026@cne.cl

Los antecedentes deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el Reglamento, así como con los documentos técnicos “Definición de requerimientos” e “Informe empresa Distribuidora – Artículo 81”, los que se encuentran disponibles en el sitio web institucional www.cne.cl, en el apartado “Expansión de Transmisión”, “Año 2026”, “Convocatoria para la presentación de Propuestas de Proyectos de Expansión de la Transmisión e Informes de Obras de Expansión de los Sistemas de Distribución”.

Asimismo, y de acuerdo con lo señalado en el artículo 109 del Reglamento, dentro de los 60 días siguientes al cierre del plazo de presentación, la CNE podrá solicitar antecedentes complementarios o aclaraciones respecto de las propuestas recibidas, y desestimar aquellas que no cumplan con los requisitos mínimos necesarios para su evaluación técnico-económica.

Con este proceso, la Comisión Nacional de Energía avanza en el fortalecimiento de la planificación del sistema eléctrico nacional, promoviendo un desarrollo eficiente, seguro y oportuno de la infraestructura de transmisión y distribución del país.

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Nova Energy, la nueva empresa que compró los activos de DLS en el Golfo San Jorge

Diego Trabucco asume como presidente y CEO de Nova Energy, la empresa que operará los activos de DLS en Santa Cruz y Chubut.

La venta de los activos de la empresa de servicios DLS en la Cuenca del Golfo de San Jorge se completó formalmente con el surgimiento de Nova Energy Argentina. Como parte de esa movimiento empresario Diego Trabucco, el fundador de Aconcagua Energía, pasa a desempeñarse como presidente y CEO de la nueva sociedad.

La venta, que fue aprobada formalmente en Oslo, dado que DLS es controlada por el grupo multinacional Archer que está fondeado en Noruega, contempla la cesión de 24 equipos de pulling y workover  ubicados en Chubut y Santa Cruz.

La operación posiciona a una nueva estructura de capitales regionales al frente de uno de los servicios de torre críticos para el desarrollo convencional. El traspaso incluye el manejo de todas las operaciones en las dos provincias que comparten la Cuenca del Golfo.

La composición societaria de la nueva firma refleja un fuerte anclaje local, al estar integrada por el grupo conformado por Vientos del Sur S.A. y SGA Servicios S.A. -referenciadas en el empresario Pablo Pires– en alianza con Aconcagua Energía Ltd. Esta sociedad busca dar previsibilidad a una zona que atraviesa una profunda transformación industrial.

El cambio de manos cuenta con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila y de sus principales alfiles en la conducción del sindicato de petroleros privados de Chubut. El aval del líder gremial es clave para viabilizar el redimensionamiento (resizing) del personal empleado por DLS, que hoy ronda los 740 operarios.

El foco en seguridad y eficiencia

La naciente Nova Energy confirmó que mantendrá su centro neurálgico en la base de Comodoro Rivadavia, desde donde se coordinará la actividad para los yacimientos que operan en la cuenca.

El grupo noruego Archer aprobó la venta de los activos de DLS en la Cuenca del Golfo para concentrarse en Vaca Muerta.

Trabucco señaló que el foco inmediato estará puesto en la seguridad y la eficiencia de las operaciones, con una mirada de largo plazo. «Iniciamos esta etapa con el compromiso de fortalecer las operaciones y generar valor sostenible para nuestros clientes«, afirmó el ejecutivo con el antecedente de su gestión energética independiente.

Con el repliegue de las grandes multinacionales de servicios hacia el shale de Neuquén, actores locales y grupos independientes asumen el desafío de sostener la productividad de los yacimientos maduros. Este fenómeno se aceleró a partir del retiro de YPF de diversas áreas en la Patagonia, dejando el espacio para que compañías con estructuras más ágiles tomen la responsabilidad de la operación.

Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía.

También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.

, Redacción EconoJournal

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Minerales críticos y tierras raras: Trump está considerando la posibilidad de establecer precios mínimos para hacer frente a China

El litio está entre los minerales críticos procesados y sus productos derivados cuya importación Washington busca condicionar.

El gobierno de los Estados Unidos recibirá este miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. La administración de Donald Trump está considerando la posibilidad de establecer precios mínimos en el comercio de minerales. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.

Trump anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para crear una reserva estratégica de estas materias primas. El anuncio fue un adelanto de las claves de la agenda programática que el secretario de Estado, Marco Rubio, expondrá y buscará consensuar con los ministros extranjeros.

La cumbre sobre minerales críticos organizada por el Departamento de Estado de EE.UU. permitirá a las autoridades argentinas y a empresas mineras con proyectos en el país conocer cuál es la propuesta concreta de la administración Trump para hacer frente a las prácticas de manipulación de precios del gobierno chino, que según Washington desalientan inversiones occidentales en minerales críticos y sobre todo en tierras raras.

Cuáles son los minerales críticos

El listado oficial de minerales críticos en los EE.UU. fue actualizado en noviembre e incluye minerales claves para la industria tecnológica y la transición energética como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio. Las tierras raras son 17 elementos químicos claves para las industrias de punta tecnológica, como la industria militar.

El tema es de particular interés para las compañías mineras en la Argentina que producen y exportan carbonato de litio debido a que el gobierno estadounidense está poniendo el foco en los minerales críticos procesados y sus productos derivados (PCMDPs por sus siglas en inglés). Chile y la Argentina representan más del 90% de las importaciones de litio en los EE.UU.

La principal preocupación entre los gobiernos y las mineras es cómo crear un entorno de menor volatilidad para los precios. Algunas medidas proactivas de la administración Trump, como el otorgamiento de precios mínimos para determinados proyectos de minerales críticos y de extracción y refinamiento de tierras raras en EE.UU., son respaldadas por socios como Australia.

Cómo operan los precios mínimos que busca fijar Trump

Los precios mínimos para minerales críticos y tierras raras son precios sostén que el gobierno federal acuerda pagar a determinadas empresas para respaldar el repago de sus inversiones. Si al momento de vender su producción el precio en el mercado es inferior al precio mínimo, el gobierno federal pagará esa diferencia.

Sin embargo, el gobierno estadounidense estaría evaluando acotar la aplicación de esa herramienta debido a su costo fiscal y consideraciones de política doméstica, según reportó la agencia Reuters.

De todas formas, el Departamento de Estado espera consensuar este miércoles con los ministros extranjeros algún tipo de mecanismo de fijación de precios para las tierras raras.

Al encuentro asistirán ministros de países de la Unión Europea, Reino Unido, Francia, Alemania, Italia, Canadá, Australia, Japón, India, Corea del Sur, Argentina y de otros Estados.

Qué hay detrás de la iniciativa de EE.UU.

Portfolio de proyectos mineros de litio y cobre en la Argentina.

El principal tema de interés para el gobierno argentino y las empresas mineras con proyectos en el país será entender qué propone la administración Trump en concreto y evaluar los potenciales impactos en las inversiones mineras fuera de EE.UU.

Trump parece querer alcanzar un consenso para acelerar inversiones mineras en EE.UU. y en países aliados. El presidente estadounidense publicó en enero una proclama (declaración de política pública) relacionada con la importación de minerales críticos procesados y sus productos derivados (tierras raras), en base a un reporte de la Secretaría de Comercio.

El reporte concluye que las importaciones de PCMDP generan distorsiones que ponen en riesgo la seguridad nacional. «EE.UU. depende demasiado de fuentes extranjeras de PCMDP, carece de acceso a una cadena de suministro suficientemente segura y confiable, está experimentando una volatilidad de precios insostenible con respecto a los mercados de minerales críticos y sufre un debilitamiento de la capacidad de producción y fabricación interna», explica la proclama de Trump.

La propuesta para corregir esas distorsiones es negociar precios mínimos. “Al negociar, la Administración, trabajando con nuestros aliados, promoverá la adopción de precios mínimos para el comercio de PCMDPs”, anunció la Casa Blanca.

Sin embargo, si las conversaciones no avanzan en la dirección deseada, Trump dejó abierta la posibilidad de tomar medidas retaliatorias como aplicar aranceles o fijar de forma unilateral precios mínimos de importación de PCMDPs. “Dependiendo del estado o resultado de dichas negociaciones, podría tomar otras medidas para ajustar las importaciones de PCMDP para abordar la amenaza a la seguridad nacional”, advirtió Trump en la proclama.

Fuentes en la industria señalaron a EconoJournal que no hay claridad sobre cómo estas propuestas potenciarían la inversión minera en la Argentina. “La información oficial que hay disponible (de la administración Trump) genera una contradicción, porque lo que se estaría proponiendo iría en favor de la inversión en EE.UU.”, indicó un alto directivo de una empresa con proyectos mineros en el país que pidió reserva de nombre.

Argentina y EE.UU suscribieron en 2024 un memorando de entendimiento (MoU) para la Cooperación en Minerales Críticos. El Acuerdo Marco de comercio e Inversión entre ambos países anunciado en noviembre también señala a los minerales críticos como un tema de interés.

En materia de comercio de minerales críticos, al menos un 30% de las importaciones de litio en los EE.UU. provienen de la Argentina, ubicándose segunda detrás de Chile, país que suele representar el 50% del abastecimiento estadounidense desde el extranjero.

Tanto la Argentina como Chile exportan principalmente carbonato de litio, un producto con un valor agregado mayor al espodumeno o petalita exportada desde Australia o Zimbabue. El litio y el uranio están entre los minerales críticos procesados señalados en la proclama de Trump.

El Estado federal ingresó como accionista en MP Materials, una empresa de California especializada en refinación de tierras raras.

El Secretario de Estado, Marco Rubio, conversará con los ministros distintas opciones para alentar las inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras. Una alternativa es el estableciento de precios mínimos en el comercio de tierras raras, aunque no está claro cómo esto podría ser implementado.

EE.UU. y otros países están aplicando políticas de inversión pública en el sector minero. Por ejemplo, la administración Trump decidió entrar como accionista en compañías mineras con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras y otorgar precios mínimos para determinados proyectos.

La propuesta de establecer precios mínimos comenzó a ser evaluada durante la administración de Joe Biden. El Departamento de Energía estudió en ese momento la posibilidad de ofrecer precios sostén a productores y procesadores domésticos de minerales críticos. El gobierno asumiría el costo de la diferencia entre el precio mínimo y el precio de mercado si este último cae por debajo del precio pactado.

Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento de Energía considere que están cerca de ser comercialmente competitivos pero que están siendo desafiados por la manipulación de precios en el extranjero.

La iniciativa fue finalmente aplicada por la administración Trump. El Congreso aprobó en julio de 2025 un presupuesto de US$ 7500 millones en minerales críticos para el Departamento de Guerra, destinados a ofrecer precios sostén, comprar participaciones en empresas y acumular una reserva estratégica de tierras raras.

El caso paradigmático en este nuevo enfoque es el acuerdo suscrito entre el Pentágono y MP Materials, una empresa de California. El acuerdo incluye una inversión de capital de US$ 400 millones del Departamento de Guerra, un préstamo gubernamental de US$ 150 millones, acuerdos de venta de producción a empresas como General Motors y Apple, precios mínimos garantizados y un compromiso de financiación privada de US$ 1000 millones de JP Morgan y Goldman Sachs.

Este acuerdo permitió destrabar un segundo acuerdo en noviembre para la construcción de una refinería de tierras raras en Arabia Saudita. MP Materials y el Pentágono adquirirán el 49% de una joint venture que se creará con la empresa saudita Mareen para la construcción y explotación de la planta. MP Materials aportará el know-how de refinación y el gobierno estadounidense una parte del financiamiento para el proyecto.

El proyecto en Arabia Saudita es un ejemplo práctico de cómo el apoyo de EE.UU. a empresas estadounidenses podría traducirse en inversiones en tierras raras y minerales críticos en el extranjero.

Tierras raras y precios mínimos en el plano internacional

Los países del G-7 y Australia debatieron la aplicación de precios mínimos para las tierras raras en una reunión de ministros de Finanzas a comienzos de enero, aunque no está claro cómo un mecanismo de fijación de precios podría ser llevado al plano internacional.

Tanto los gobiernos como las empresas consideran que los productores chinos están comercializando las tierras raras a un precio muy bajo para evitar el ingreso de nuevos competidores.

El gobierno australiano considera que EE.UU. debe seguir otorgando precios preferenciales a más proyectos. Sin embargo, Reuters reportó que funcionarios de la administración Trump en una conversación privada con empresarios mineros advirtieron que deben planificar sus proyectos sin pensar en obtener precios preferenciales. El gobierno no tendría los consensos suficientes en el Congreso para aprobar el presupuesto necesario para expandir esa política.

Por lo pronto, el subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.

En declaraciones a la agencia Bloomberg, Helberg dijo que espera mucho «impulso y entusiasmo» en el encuentro de esta semana para «acordar un mecanismo de precios que podamos coordinar todos juntos para garantizar la estabilidad de precios para quienes trabajan en el negocio de refinación y extracción de minerales«.

Cuando se le pidió más detalles sobre el mecanismo de fijación de precios, Helberg remitió el asunto a la Casa Blanca y al Representante Comercial de Estados Unidos, Jamieson Greer. “La clave es conseguir que otros países se sumen”, evaluó el funcionario.

La incógnita podría comenzar a despejarse en la reunión de este miércoles en Washington a la que asistirán los ministros argentinos.

, Nicolás Deza

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

La Autoridad de la Competencia citará a directivos del mercado de gas para indagar eventuales irregularidades en la comercialización a industrias

La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) citará en las próximas semanas a directivos de las empresas del mercado de gas natural, tanto a representantes de firmas distribuidoras y transportistas del segmento regulado como a comercializadoras del segmento no regulado, para analizar si existió algún tipo de irregularidad en la venta de gas a industrias y estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC).

La medida surge a raíz de una presentación realizada por el Ministerio de Producción de la provincia de Santa Fe, que advirtió que las industrias de su jurisdicción pagaron por el fluido un precio del gas similar al de la importación desde Bolivia, que supo superar los 10 dólares por millón de BTU, cuando en realidad tendrían que haber abonado un importe en la banda del Plan Gas para la Cuenca Neuquina, en el orden de los US$ 3,50 por millón de BTU.

Desde la provincia apuntaron a falta de actualización del mix de cuencas, lo que constituye una barrera a la competitividad que el propio Estado debe remover. Afirman que se deben reajustar los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca.

El incremento de producción de shale gas para el abastecimiento interno provocó que muchos contratos de transporte firme se mantuvieran en rutas que ya no cuentan con gas real. Esta desconexión entre los contratos vigentes y la disponibilidad física de los gasoductos es el escenario que permitió que se facturaran precios atados a cuencas en retroceso cuando el fluido ya provenía mayoritariamente de la Cuenca Neuquina.

Ante esto, el Enargas reconoció, en su respuesta a la que accedió este medio, que «el mercado cambió sustancialmente» y que hoy se depende de inversiones para modificar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte para suplir la caída de inyección.

El ente advirtió que no resulta aceptable que el costo de transporte sea dispar para una misma categoría de clientes, e instó a la provincia a que «los clientes que se sientan perjudicados efectúen presentaciones individuales, aportando los elementos de juicio que permitan una adecuada evaluación de cada caso», dejando la puerta abierta a una revisión más profunda si se prueban desvíos.

La ANC citará a directivos de compañías del sector

Eduardo Montamat, titular de la ANC, explicó a EconoJournal que ese organismo autárquico ya realizó una investigación preliminar sobre el mercado de gas, pero se profundizará convocando a referentes del sector privado para determinar los pasos a seguir y las posibles derivaciones regulatorias del caso.

La investigación de la ANC se vincula con el proceso de reordenamiento integral que lleva adelante la Secretaría de Energía para corregir las distorsiones acumuladas por la declinación de las cuencas Norte y Austral. Tal como público EconoJournal hace una semana, la realidad del mercado cambió drásticamente en los últimos 15 años a partir de la centralidad de Vaca Muerta.

“El mercado que vamos a analizar no es solo el de Santa Fe, sino que se puede extender a todo el país. Identificaremos a las empresas prestadoras de servicios y citaremos a sus representantes, no en carácter de imputados, sino en una especie de testimonial o audiencia informativa para conocer el funcionamiento de este sector”, señaló Montamat.

Con la reversión del Gasoducto del Norte, la Argentina dejó de importar gas de Bolivia y cubrió su demanda desde la Cuenca Neuquina.

La investigación buscará también recabar opiniones de expertos y de consumidores finales, abarcando desde grandes industrias hasta estaciones de GNC. Según Montamat, el equipo técnico a cargo buscará la información necesaria para evaluar la presentación de Santa Fe. La investigación podría tener tres escenarios posibles para esta etapa.

  • Archivo de las actuaciones: este primer camino se tomaría si, tras analizar los datos y testimonios, el organismo determina que «no hay problema de competencia» en el mercado de gas natural por redes.
  • Recomendación regulatoria: si la investigación detecta que las distorsiones de precios no son producto de una conducta anticompetitiva, sino de fallas en las normas vigentes, la ANC formularía «una recomendación» a los entes pertinentes para corregir el problema regulatorio.
  • Identificación de conducta anticompetitiva: en el caso más extremo, si se identifica que hubo una conducta deliberada para distorsionar el mercado, la ANC procederá a «identificar» dicho accionar para iniciar las acciones sancionatorias que correspondan.

Lo que se alerta desde esta presentación de la provincia de Santa Fe activó el radar sobre un negocio donde, a partir de resoluciones previas de larga data, se permitió que las distribuidoras posean sus propias comercializadoras, un esquema que en el sector se reconoce que en la actualidad amerita una revisión en un contexto de competencia y desregulación del mercado.

Distorsiones entre precio físico y facturado

El origen de la controversia se remonta a mediados de 2025, cuando el Ministerio de Producción de Santa Fe, encabezado por el ministro Gustavo Puccini, detectó supuestas anomalías a partir de los datos publicados por el Enargas. Según el ministro, «la información oficial ya visualizaba una provisión casi nula de la Cuenca Noroeste y del gas importado de Bolivia, los cuales históricamente abastecían a la región».

“Hicimos la cuenta entre el costo de Bolivia y el de Vaca Muerta, de donde proviene desde hace dos años la totalidad del gas, claramente era más ventajoso en precio. Si el ‘mix’ en lo físico ya no contenía ese gas caro porque por el caño no estaba pasando, pero me lo seguís cobrando como en años anteriores, la situación ameritaba una revisión por desactualización de tarifas”, explicó Puccini a EconoJournal.

Para el ministro Puccini hay un sobrecosto de hasta el 40% en el gas que reciben las empresas de Santa Fe.

El funcionario santafesino destacó que alrededor de 400 grandes industrias y las estaciones de servicio de la provincia, que poseen contratos anuales, pusieron esta situación sobre la mesa. Según las estimaciones oficiales, de haberse aplicado el precio real del suministro vinculado a la Cuenca Neuquina, la baja de costos para estos sectores habría oscilado entre un 20% y un 40% hacia julio pasado.

Ante esta situación que tambien se refleja con matices en otras provincia de la zona centro, Santa Fe elevó el reclamo por escrito con copia al interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), el recién renunciado Carlos Casares, a la secretaría de Energía, María Tettamanti, al secretario de Producción, Pablo Lavigne, al viceministro de Economía, Daniel González, y al ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger.

“En todo esto hay mucho por desregular y por revisar. Los distintos funcionarios nacionales con los que venimos hablando desde entonces aceptaron que esto estaba sucediendo y que las tarifas necesitan un rediseño. Es necesario que los contratos vigentes se cumplan, pero garantizando la competitividad de la matriz energética”, subrayó el ministro santafesino.

El horizonte de las renegociaciones

El conflicto cobra especial relevancia ante el vencimiento de los contratos anuales de suministro para las grandes empresas, previsto para abril. El gobierno de Santa Fe busca que las industrias locales puedan sentarse a renegociar con costos actualizados que reflejen la realidad física del sistema de transporte, evitando las inequidades respecto a otras provincias como Buenos Aires.

Para el gobierno santafesino, la intervención de la ANC y el reciente anuncio de un reordenamiento de las rutas de transporte impulsado por el área energética del gobierno nacional —bajo la dirección de González y Tettamanti— aparecen como los dos pilares que definirán el nuevo esquema comercial.

La Secretaría de María Tettamanti apura un reordenamiento del mix de cuencas que rige la comercialización de gas en todo el país.

Mientras la Secretaría de Energía avanza en transparentar la disponibilidad de gas por cuenca para corregir las distorsiones de los últimos 15 años, la ANC deberá determinar si el «mix» de precios cobrado hasta ahora constituyó un perjuicio deliberado para los usuarios industriales del interior del país, y si el mismo va mas allá de la provincia de Santa Fe y alcanza a usuarios de otras jurisdicciones como se asegura en el sector.

La preocupación del gobierno santafesino también se enmarca en un plan de infraestructura energética provincial que se ejecuta actualmente con una inversión de $200.000 millones para la construcción de 600 kilómetros de gasoductos troncales, con el fin de llevar gas natural a 45 localidades que hoy se abastecen con garrafas.

“Necesitamos más redes para el gas de Vaca Muerta. Muchos pueblos no tienen gas y esto genera desigualdades. La llegada del gas es comparable a lo que fue el ferrocarril; permite que las empresas se queden y mejoren su competitividad”, señaló Puccini.

El ministro mencionó casos de empresas lácteas y frigoríficos en el cordón oeste santafesino que, ante la falta de gas natural, evalúan trasladarse a Córdoba, donde el costo energético resulta más competitivo.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El Enargas rechaza sobrecostos en el gas a industrias, pero admite que el sistema requiere un cambio tarifario con consensos

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) rechazó la queja formal de la provincia de Santa Fe por el costo del gas industrial en su distrito, al señalar que si bien hay necesidad de ajustar el esquema tarifario para que guarde relación con los flujos reales de las cuencas, cualquier modificación estructural depende de un acuerdo integral entre los actores del sector.

Para el ente, el sistema actual atraviesa un «período de transición» y el rediseño del sistema en el que se trabaja, tal como reveló EconoJournal días atrás para que se refleje el mix de cuencas actual -el punto central del reclamo santafesino- requiere de inversiones en nueva infraestructura, lo que no permite ejecutarse de forma unilateral ni inmediata en resguardo de la seguridad jurídica.

Así, el organismo atendió mediante una nota al planteo del ministro de Producción santafesino, Gustavo Puccini, que señaló un perjuicio para cientos de industrias y estaciones de GNC de su provincia por lo que considera es una disociación entre la realidad productiva y el esquema tarifario, lo que provoca que se pague un gas a valor de importación de Bolivia cuando el fluido proviene de Vaca Muerta, lo que resultaría mucho más económico y competitivo.

Esa presentación también se hizo extensiva a distintas dependencias del Gobierno nacional, entre ellas la Autoridad Nacional de la Competencia, un ente autárquico que citará a los directivos de las empresas del mercado del gas -del sector regulado como el desregulado- para analizar eventuales irregularidades en la comercialización del flujo a las industrias, tal como publicó este medio.

Un cambio drástico en el mercado del gas

A través de la nota a la que tuvo acceso EconoJournal, el Enargas bajo la intervención del recientemene renunciado Carlos Casares, explicó que «el mercado cambió drásticamente desde la privatización del servicio y se perdió el volumen casi total de la cuenca Noroeste y un 40% aproximadamente de la cuenca Austral».

Esa realidad productiva motivó inversiones para cambiar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte y construir nuevos ductos para transferencias entre distintos sistemas de transporte con afectación incluso a las transportistas, por lo que el Enargas expresó que «se está atravesando un período de transición y es por ello que todo el sistema tarifario asociado a la nueva realidad debe ser analizado con detenimiento«.

Carlos Casares, interventor saliente del Enargas, fue el encargado de la respuesta al reclamo de Santa Fe por el precio del gas a industrias.

«Las distribuidoras -continuó- contractualizaron el transporte necesario para abastecer a su demanda prioritaria, en contratos de largo plazo, que se encuentran plenamente vigentes y que hasta el momento continúan desde el punto de vista tarifario asociados a los sentidos de flujo del gas como si las cuencas mantuvieran los volúmenes que otrora producían».

Por tal motivo, el Enargas admirió que «es necesario un cambio que se está analizando junto con la Secretaría de Energía, pero ello requiere de un rediseño y consenso de todas las partes para no incidir en los derechos emergentes de contratos vigentes».

En ese sentido, recordó que en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que determinó las tarifas a partir de mayo de 2025 hasta abril 2030, «los cuadros tarifarios fueron emitidos con carácter provisorio, atento a que la futura configuración del sistema de transporte requerirá cambios en la estructura tarifaria, según los puntos de recepción y entrega del gas a ser transportado, respetando el flujo y sentido de circulación del gas», sin alterar el requerimiento de ingresos total de cada transportista.».

Limitaciones de infraestructura o de regulación

A pesar de la tarea pendiente, el ente aclaró que «las inequidades no son consecuencia de decisiones de regulación, sino de limitaciones en la infraestructura de transporte de gas, que fueron consecuencia de una política energética asociada a una política económica y de tarifas de transporte que limitaron el crecimiento de la infraestructura».

Respecto a presuntos sobrecostos en la comercialización, el ente regulador explicó que «el mix de transporte para los clientes UNB -aquellos usuarios que deben compra el gas por fuera del servicio de transporte y distribución regulado- lo determinan las distribuidoras considerando la prioridad de la demanda de hogares y la cuenca de origen de sus contratos de abastecimiento».

«En función de los excedentes de transporte sin gas asignado -agrega-, la distribuidora ofrece a los clientes UNB el denominado MIX de transporte para los clientes UNB. En la medida que ese transporte se encuentre ocioso para la distribuidora por faltante de gas en la cuenca, el contrato que pueda obtener desde otra cuenca el cliente UNB, llegará al City Gate de la distribuidora sin costo de servicio de Intercambio y Desplazamiento».

La conclusión que acompaña esa explicación del Enargas es que «Los clientes UNB pueden contratar el servicio de transporte con la distribuidora (o con la transportista) en condiciones y precios regulados, o hacerlo de manera directa a terceros bajo las condiciones y precios libremente pactados», pero resaltó que «la distribuidora debe tratar en un pie de igualdad a todos sus clientes UNB«.

, Ignacio Ortiz

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Por qué escaló el conflicto entre Techint y el Gobierno

La hostilidad desplegada entre el Grupo Techint y el Gobierno tomó por sorpresa a los más distraídos. Después de que la empresa india Welspun ganara la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta y desplazara a Tenaris, el clima se enrareció.

El conflicto escaló con particular fuerza luego de que el presidente Javier Milei criticara elípticamente a Paolo Rocca, CEO del holding en el marco del Derecha Fest de Mar del Plata. En ese contexto, Milei calificó de “chatarrín” a Rocca. “Aquellos que tienen productos más caros y de peor calidad no son dignos del favor del mercado”, dijo en alusión a la estrategia fallida de Tenaris de intentar igualar la oferta india y amenazar incluso con denunciar por dumping a la ganadora. 

La pregunta es por qué. En una edición especial de Dínamo, Nicolás Gandini, director de EconoJournal, Silvia Naishtat, editora de la sección de economía de Clarín, Nicolás Gadano, economista jefe de Gabinete en el Ministerio de Economía,  Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación y Florencia Barragán, economista y periodista especializada en economía desvelaron cada una de las aristas del conflicto. 

Conflicto Techint vs Gobierno: Por qué es diferente esta vez

Milei aludió a Paolo Rocca durante el desarrollo del Derecha Fest de Mar del Plata.

«¿Es esta la primera vez que esto le pasa a Techint? No, le pasó con Cristina Kirchner, Axel Kicillof dijo ´los vamos a fundir´. Pero una cosa es ese estilo de ataque el que se subió el presidente Milei”, sostuvo Silvia Naishtat haciendo eje en el peso específico de Paolo Rocca especialmente entre sus pares.

Incluso soslayando el estilo del presidente -que ha hecho este tipo de declaraciones contra otros personajes públicos- lo que difiere esta vez es el contexto. Y es que el Gobierno opina en el marco de una licitación que en definitiva fue entre privados.

Sobre este punto hizo especial énfasis Gadano. “Techint aparentemente hizo una oferta un poco cara (…) perdieron y las reglas del concurso, es decir, la licitación que hizo Southern Energy no preveía un derecho de preferencia o de empardar la oferta”. 

Gadano sumó un factor importante dentro del nuevo escenario del conflicto y que podría explicar, en parte, la diferencia del 40% entre la oferta de Techint y la de sus competidoras: el RIGI. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones otorga a las empresas adheridas la posibilidad de importar sin aranceles. Al menos una porción del desfasaje entre las ofertas podría tener en este punto su origen.

Aún así, esa diferencia entre la oferta inicial de Tenaris y la que hizo posteriormente, tuvo un trasfondo de peso. De acuerdo con Gandini, fuentes del grupo Techint indicaron que ellos “hicieron una oferta de right to match, esto es, igualar a la oferta del ganador. Sin embargo, ese precio implicaba que Tenaris fuera a pérdida pero le hubiera permitido no cerrar la planta de Valentín Alsina”. 

La “apertura inteligente” de Techint y la distancia del Gobierno

Paolo Rocca, CEO del Grupo Techint, había expuesto anteriormente su idea de una «apertura inteligente» en relación a las importaciones.

Ahora bien: más allá de los conflictos con gobiernos previos, la relación de Paolo Rocca con el gobierno había tenido un momento de rispidez previo cuando el presidente de Techint había hablado de “apertura inteligente”. La frase había resonado de modo despectivo en el gobierno que tomó al calificativo «inteligente» como algo personal.

Pero la mirada del gobierno se posa en las ventajas comparativas, y no en la selección de oportunidades, según explicó Florencia Barragán. Desde esa perspectiva “cada país se va a dedicar a lo que es competitivo y no hay ningún proyecto productivo que acompañe. (…) La lógica detrás de todo esto es que los otros países subsidien, nosotros vamos a comprar más barato”. El punto, indicó la economista, es que no hay planteado ningún plan de contención.

En efecto, la de Welspun no fue la primera licitación ganada por una empresa india, según recordó Carbajales sino que tuvo antecedentes previos.

Finalmente,  en esa misma línea, Carbajales profundizó en el impacto de la política del gobierno en un contexto internacional en donde los países buscar resguardar su producción y Argentina, en cambio abre sus puertas. “En este momento el gobierno no solo dice ´Yo no solo no hago nada´ sino que abre su economía para que vengan proveedores más competitivas…pero qué daño estás haciendo aguas adentro?”., concluyó.

, Lorena Alem

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El dólar y la corrección del delay electoral: las causas que explican el aumento del 21% del precio mayorista de la energía eléctrica

El gobierno oficializó la suba del precio mayorista de la electricidad a través de la resolución 22/2025.

El gobierno sorprendió este viernes al actualizar un 21% el precio mayorista de la energía eléctrica para los hogares. La suba se explica fundamentalmente por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.

Los usuarios que perciben subsidio no sentirán el impacto en sus facturas en el corto plazo porque al mismo tiempo se decidió aumentar de modo excepcional la bonificación para esos hogares como parte de la transición destinada a dejar atrás el régimen de segmentación vigente. Sin embargo, los hogares que pagan la tarifa plena, más del 40% del total, tendrán aumentos superiores al 10% ya que el precio mayorista es el principal componente de su factura.

La resolución 604/25 de fines de diciembre había fijado un Precio Estabilizado de la Energía (PEE) de $61.200 por MWh en promedio y un Precio Estabilizado de Servicios Adicionales (PESA) de $4927, lo que arrojaba un total, sin tomar en cuenta la potencia, de $66.127 por MWh. La resolución 22/2026 publicada este viernes elevó el PEE a $73.629 y el PESA a $6447. En total, el valor se elevó a $80.076, un 21 por ciento más que el valor fijado en diciembre.

Las razones del aumento del precio mayorista

Una de las razones que explica esta suba es el tipo de cambio ya que la programación estacional anterior había tomado un valor de referencia de $1330 y en esta nueva programación, que estará vigente entre el 1 de febrero y 30 de abril el dólar se fijó en $1450, un 9% más.   

Otro factor clave es la decisión de recuperar el atraso que se había acumulado en el segundo semestre del año pasado en el precio mayorista cuando el gobierno decidió actualizar esa variable por debajo de la inflación o incluso bajarla en términos nominales, al mismo tiempo que siguió recomponiendo los márgenes de distribuidoras y transportistas para no poner en riesgo la rentabilidad del negocio regulado.

De hecho, EconoJournal informó sobre esta maniobra en octubre cuando el gobierno autorizó un aumento promedio de 1,9% en el precio de la electricidad que contempló un incremento de 3% en el Valor Agregado de Distribución y un 7,12% en el precio estacional del transporte, al mismo tiempo que redujo el precio estacional de la energía un 0,22 por ciento.

El gobierno optó entonces por asumir una suba de los subsidios en medio de la campaña electoral, pero sin poner en riesgo la rentabilidad de distribuidoras y transportistas porque el objetivo oficial es avanzar con una reforma del sector eléctrico que prevé, como condición necesaria, que las distribuidoras puedan firmar acuerdos con las generadoras sin la intervención de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Mayorista (MEM), que es controlada por el Estado. Para que eso ocurra, los balances de las distribuidoras deben estar medianamente saludables.

Esa reforma eléctrica también está incidiendo paulatinamente en los costos del sistema porque está cambiando el mix que conforma los precios. El Precio Estabilizado de la Energía para hogares y comercios incluye ahora los contratos MEM firmados con Cammesa, que son más onerosos, y no todo el mix del sistema, ya que se comenzó a dejar afuera de ese cálculo a las máquinas térmicas y renovables que están compitiendo en el mercado a término y el spot. “Este aumento no responde a un shock puntual sino a un cambio de reglas: se empieza a reflejar el costo real del sistema eléctrico. La discusión de fondo ya no es el ajuste sino cómo se gestiona la energía en un mercado que deja atrás los precios administrados”, sostuvo a EconoJournal Nadia Sager, CEO y fundadora de Geinsa.  

Qué impacto tendrá en las tarifas

Los hogares que perciben subsidio no sentirán ahora el impacto de este ajuste porque el gobierno incrementó el porcentaje de bonificación que reciben sobre ese precio mayorista como parte de la transición para dejar atrás el esquema de segmentación que estaba vigente desde 2022.

Los hogares subsidiados tienen una bonificación del 50% del precio de la energía sobre un bloque de consumo mensual de 300 kWh -que se reduce a 150 kWh marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre- y a ese porcentaje se le sumó un 25% adicional que se irá reduciendo mes a mes a lo largo del año. Ese adicional elevó en enero el porcentaje de subsidio al 75%, un valor mayor al 67% que venían percibiendo los N2 de ingresos bajos y al 52% que recibían los N3 de ingresos medios, según cifras del último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), organismo de doble dependencia UBA y CONICET.

Quieres sí verán llegar facturas más abultadas son los hogares que no tienen subsidio, antes conocidos como N1, ya que hasta diciembre venían pagando el 95% del costo de la energía y ahora no solo pagarán el 100% sino que ese 100% implica un costo mayor por este ajuste que se le aplicó al precio mayorista. Para ese segmento, la suba de tarifas en febrero estará por encima del 10%, sobre montos significativamente más sustanciosos en comparación con lo que pagan los hogares subsidiados.  

, Fernando Krakowiak

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Economía oficializó aumentos en tarifas de luz y gas para febrero. Casi 17 % promedio nacional para el gas

El ministerio de Economía oficializó, a través de una serie de resoluciones emitidas por los entes reguladores de la Electricidad (ENRE), y del Gas (ENARGAS) – en proceso de unificación en el ENRGE- los aumentos que regirán para el suministro de ambos servicios a partir de Febrero, y que comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras.
Un resúmen formulado por la Secretaría de Energía en este sentido puntualizó que “los aumentos de tarifa promedio para febrero 2026” son:

👉 Electricidad: +3.59 % de aumento promedio en el AMBA (para Edenor y Edesur). En el resto del país depende de cada jurisdicción provincial.
👉 Gas: +16.86 % de aumento promedio a nivel nacional.

La Secretaría a cargo de María Tettamanti describió “ejemplos de aumentos de gas en grandes centros urbanos”:

👉 La categoría Residencial más numerosa (R1), que representa el 42 % del total de usuarios (casi 4 millones de usuarios) tendrá aumentos de $ 3.000 o menos.
👉 Aproximadamente 1 de cada 5 usuarios tendrá un aumento menor a $ 1.000.
👉 Para las primeras 4 categorías Residenciales (70 % del total de usuarios de gas a nivel pais), los aumentos se ubican, en promedio, entre los $ 960 y los $ 6.400.
👉 Para el resto de las categorías residenciales con mayores consumos (30 % del total), los incrementos van de los $ 2.900 a $ 11.300, en promedio.

Cabe destacar que los nuevos cuadros tarifarios publicados como anexos a la serie de resoluciones incluyen:

  • Cuota mensual correspondiente a la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que se está aplicando desde el año pasado hasta un total de 31 cuotas mensuales y consecutivas.
  • Aumento mensual por fórmula proporcional (IPIM+IPC) para que las tarifas no pierdan valor. En el caso de la electricidad el ajuste del mes es del 2,55 por ciento.
  • Aplicación del nuevo esquema de subsidios focalizados (SEF) que establece criterios de ingresos mensuales y situación patrimonial del usuario para determinar su calificación CON Subsidio, o SIN subsidio. El subsidio es parcial (hasta un límite de consumo según los meses del año) debiendo pagar la tarifa plena por el excedente.
  • Aplicación del precio de gas unificado (Precio Anual Unificado -PAU) /fijo en todo el año. “Esto genera un salto en febrero, pero en un mes de muy bajo consumo de gas”, sostuvo Energía.
  • Y añadió que “Se busca darle previsibilidad al usuario para que en los meses donde más necesita consumir gas (invierno) no se le dispare el precio. Se evita así sobresaltos estacionales de la factura a lo largo del año”. Pero dependerá del nivel de consumo.
  • Las nuevas tarifas detallan categorías específicas para usuarios residenciales, Sin y Con subsidio, y se reflejará el monto correspondiente en la factura como “Subsidio Estado Nacional”, para las categorías generales, clubes de barrio y pueblo, entidades de bien público y usuarios generadores.
  • En el caso del ENRE se publicaron las Resoluciones 28 a 46/2026 y comprenden a las empresas Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Distrocuyo, Transpa, Epen, Transcomahue, Yacylec, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Dpec, Transacue, Interandes, Transba (TIBA), Edesur y Edenor.
  • Para estas dos distribuidoras del AMBA se estableció un aumento del Costo Propio de Distribución (CPD) de 2,91 % y 2,98 %, y un Valor Agregado de Distribución (VAD) de $ 53,51 y de $ 58,07, respectivamente.
  • En el caso del ENARGAS, se publicaron las Resoluciones 32 a 50 autorizando aumentos a las empresas TGS, TGN, Compañía Enterriana de Gas, GasLink, Gasoducto Norandino, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, Gasandes, Transportadora de gas del Mercosur, Enarsa, Litoral Gas, Camuzzi Gas Pampeana, Naturgy NOA, Distribuidoras de Gas Cuyana, GasNEA, Naturgy BAN, MetroGAS, Distribuidora Gas del Centro y Camuzzi Gas del Sur.

Otras resoluciones.

  • Por otra parte, Energía publicó la Resolución 22/2026 que actualiza los precios de la electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el sistema de Tierra del Fuego (MEMSTDF) para el período febrero-abril. También los p´recios de referencia de potenci (POTREF) y Estabilizado de la Energía (PEE).
  • Asimismo, Energía publicó la Resolución 23 que establece el Precio Anual Unificado (PAU) para el Gas, sobre el cual se aplicará, en caso de corresponder, la bonificación tarifaria limitada, en el marco del esquema SEF.
  • El Precio Anual Uniforme (PAU) es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) a trasladar por el ENARGAS a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de diferencias diarias acumuladas (DDA), según corresponda, en el marco de lo dispuesto por los Artículos 37 y 38 de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).
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Economía oficializó aumentos en tarifas de luz y gas para febrero. Casi 17 % promedio nacional para el gas

El ministerio de Economía oficializó, a través de una serie de resoluciones emitidas por los entes reguladores de la Electricidad (ENRE), y del Gas (ENARGAS) – en proceso de unificación en el ENRGE- los aumentos que regirán para el suministro de ambos servicios a partir de Febrero, y que comprenden a las empresas transportadoras y distribuidoras.
Un resúmen formulado por la Secretaría de Energía en este sentido puntualizó que “los aumentos de tarifa promedio para febrero 2026” son:

👉 Electricidad: +3.59 % de aumento promedio en el AMBA (para Edenor y Edesur). En el resto del país depende de cada jurisdicción provincial.
👉 Gas: +16.86 % de aumento promedio a nivel nacional.

La Secretaría a cargo de María Tettamanti describió “ejemplos de aumentos de gas en grandes centros urbanos”:

👉 La categoría Residencial más numerosa (R1), que representa el 42 % del total de usuarios (casi 4 millones de usuarios) tendrá aumentos de $ 3.000 o menos.
👉 Aproximadamente 1 de cada 5 usuarios tendrá un aumento menor a $ 1.000.
👉 Para las primeras 4 categorías Residenciales (70 % del total de usuarios de gas a nivel pais), los aumentos se ubican, en promedio, entre los $ 960 y los $ 6.400.
👉 Para el resto de las categorías residenciales con mayores consumos (30 % del total), los incrementos van de los $ 2.900 a $ 11.300, en promedio.

Cabe destacar que los nuevos cuadros tarifarios publicados como anexos a la serie de resoluciones incluyen:

  • Cuota mensual correspondiente a la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que se está aplicando desde el año pasado hasta un total de 31 cuotas mensuales y consecutivas.
  • Aumento mensual por fórmula proporcional (IPIM+IPC) para que las tarifas no pierdan valor. En el caso de la electricidad el ajuste del mes es del 2,55 por ciento.
  • Aplicación del nuevo esquema de subsidios focalizados (SEF) que establece criterios de ingresos mensuales y situación patrimonial del usuario para determinar su calificación CON Subsidio, o SIN subsidio. El subsidio es parcial (hasta un límite de consumo según los meses del año) debiendo pagar la tarifa plena por el excedente.
  • Aplicación del precio de gas unificado (Precio Anual Unificado -PAU) /fijo en todo el año. “Esto genera un salto en febrero, pero en un mes de muy bajo consumo de gas”, sostuvo Energía.
  • Y añadió que “Se busca darle previsibilidad al usuario para que en los meses donde más necesita consumir gas (invierno) no se le dispare el precio. Se evita así sobresaltos estacionales de la factura a lo largo del año”. Pero dependerá del nivel de consumo.
  • Las nuevas tarifas detallan categorías específicas para usuarios residenciales, Sin y Con subsidio, y se reflejará el monto correspondiente en la factura como “Subsidio Estado Nacional”, para las categorías generales, clubes de barrio y pueblo, entidades de bien público y usuarios generadores.
  • En el caso del ENRE se publicaron las Resoluciones 28 a 46/2026 y comprenden a las empresas Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Distrocuyo, Transpa, Epen, Transcomahue, Yacylec, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Dpec, Transacue, Interandes, Transba (TIBA), Edesur y Edenor.
  • Para estas dos distribuidoras del AMBA se estableció un aumento del Costo Propio de Distribución (CPD) de 2,91 % y 2,98 %, y un Valor Agregado de Distribución (VAD) de $ 53,51 y de $ 58,07, respectivamente.
  • En el caso del ENARGAS, se publicaron las Resoluciones 32 a 50 autorizando aumentos a las empresas TGS, TGN, Compañía Enterriana de Gas, GasLink, Gasoducto Norandino, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, Gasandes, Transportadora de gas del Mercosur, Enarsa, Litoral Gas, Camuzzi Gas Pampeana, Naturgy NOA, Distribuidoras de Gas Cuyana, GasNEA, Naturgy BAN, MetroGAS, Distribuidora Gas del Centro y Camuzzi Gas del Sur.

Otras resoluciones.

  • Por otra parte, Energía publicó la Resolución 22/2026 que actualiza los precios de la electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el sistema de Tierra del Fuego (MEMSTDF) para el período febrero-abril. También los p´recios de referencia de potenci (POTREF) y Estabilizado de la Energía (PEE).
  • Asimismo, Energía publicó la Resolución 23 que establece el Precio Anual Unificado (PAU) para el Gas, sobre el cual se aplicará, en caso de corresponder, la bonificación tarifaria limitada, en el marco del esquema SEF.
  • El Precio Anual Uniforme (PAU) es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) a trasladar por el ENARGAS a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de diferencias diarias acumuladas (DDA), según corresponda, en el marco de lo dispuesto por los Artículos 37 y 38 de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).
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Archer concretó la venta de sus operaciones de workover y pulling en el Golfo San Jorge

Archer concretó la venta de su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. Esta decisión es parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Argentina en el desarrollo de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.

Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la
transacción.

Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región.

También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”. Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía. También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.

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Archer concretó la venta de sus operaciones de workover y pulling en el Golfo San Jorge

Archer concretó la venta de su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. Esta decisión es parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Argentina en el desarrollo de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.

Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la
transacción.

Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región.

También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”. Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía. También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.

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Internacionales: El Brent supera los u$s 70 ante la escalada de tensiones entre EE. UU. e Irán

Por Redacción Runrún Energético

En una jornada marcada por la alta volatilidad, el precio del barril de petróleo Brent experimentó un salto del 3,36%, cerrando en u$s 70,70, su nivel más alto en los últimos cuatro meses. Esta escalada responde directamente al recrudecimiento de las tensiones geopolíticas entre Estados Unidos e Irán, que ha reintroducido una fuerte prima de riesgo en los mercados energéticos globales ante el temor de una interrupción en el suministro.

  1. Incertidumbre geopolítica y suministro
    Las amenazas cruzadas entre Washington y Teherán han puesto en alerta a los operadores, quienes temen por la estabilidad del tránsito de crudo en el Estrecho de Ormuz. Analistas de Wall Street advierten que, de mantenerse este nivel de hostilidad, el crudo podría romper la barrera de los u$s 80 en el corto plazo. El West Texas Intermediate (WTI) también acompañó la tendencia, superando los u$s 65 por primera vez desde septiembre de 2025.
  2. Presión adicional por el invierno europeo
    A la tensión en Medio Oriente se suma un factor climático crítico: una serie de tormentas invernales severas en Europa han llevado las reservas de gas de la Unión Europea a mínimos históricos para esta época del año. Esta escasez de gas presiona al alza la demanda de destilados de petróleo para generación eléctrica y calefacción, ajustando aún más el balance entre oferta y demanda global.
  3. El contrapunto: Mozambique LNG
    Como nota de alivio a largo plazo, TotalEnergies confirmó hoy el reinicio total de sus operaciones en el gigante proyecto Mozambique LNG (u$s 20.000 millones), que estuvo paralizado por razones de seguridad. Si bien la producción no impactará de inmediato, el mercado recibe una señal de mayor disponibilidad de GNL para el ciclo 2027-2028.
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La Visión de Runrún Energético:

Un Brent por encima de los 70 dólares es una noticia agridulce. Para los exportadores de la región, mejora la caja y el atractivo de inversión en proyectos de petróleo; sin embargo, para el mercado interno, presiona directamente sobre los costos de refinación y el precio en los surtidores. En un contexto de inflación bajo vigilancia, la escalada entre EE. UU. e Irán es el factor que todos los CEOs del sector estarán mirando mañana al abrir sus monitores.

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Minería: Precios récord de metales y un pipeline de 228 proyectos impulsan el salto exportador de la minería

Por Redacción Runrún Energético

El sector minero argentino inicia el ciclo 2026 con una perspectiva histórica. El impulso combinado de precios internacionales en niveles máximos para el oro y la plata, junto con la consolidación del cobre y la estabilización del litio, proyecta un año de exportaciones récord que podrían superar los u$s 5.000 millones. Este escenario se sustenta en un robusto pipeline de 228 proyectos clave que atraviesan desde la exploración avanzada hasta la construcción inminente.

  1. El factor “Precios Récord”
    La incertidumbre global y las tensiones geopolíticas han llevado al oro y la plata a perforar techos históricos, lo que otorga una rentabilidad extraordinaria a los yacimientos en operación en Santa Cruz y San Juan. Por su parte, el cobre se posiciona como el mineral estratégico del año; con la demanda disparada por la electrificación global, proyectos de escala mundial en Argentina están acelerando sus cronogramas para capturar esta ventana de oportunidad.
  2. Un pipeline diversificado
    De los 228 proyectos relevados, el 40% corresponde al litio, concentrado principalmente en la región del NOA, donde Argentina ya es el segundo país con mayores recursos mundiales. El 25% está vinculado al cobre, destacándose proyectos como Josemaría, Taca Taca y El Pachón, que por su envergadura requieren de una cadena de proveedores industriales de alta complejidad, abriendo un mercado de servicios y suministros sin precedentes.
  3. Impacto en la balanza comercial
    El crecimiento sostenido de la minería se consolida como el tercer complejo exportador del país. La maduración de los proyectos de litio que entran en fase de producción comercial este año, sumada a la resiliencia de la minería metalífera tradicional, permite proyectar un ingreso de divisas genuinas que será vital para la estabilidad macroeconómica y el financiamiento de la transición energética nacional.
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La Visión de Runrún Energético:

Este “boom” de precios no es solo una ráfaga de suerte; es el respaldo fundamental para que el RIGI y las nuevas normativas de inversión tengan éxito. Con 228 proyectos en carpeta, el desafío para las empresas de servicios es la escala. El mercado está ahí, los precios acompañan y la normativa se está ordenando. Es el momento para que los proveedores locales den el salto de calidad que exige una minería de clase mundial.

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Política: Oficial; El Gobierno nacional reduce las retenciones al petróleo convencional

Por Redacción Runrún Energético

A través del Decreto 59/2026 publicado hoy en el Boletín Oficial, el Gobierno nacional formalizó una de las medidas más esperadas por las provincias productoras del sur del país: la implementación de un esquema de retenciones móviles que beneficia directamente al crudo convencional. La medida busca reactivar la inversión en yacimientos maduros, donde los altos costos operativos y la presión fiscal estaban acelerando el declino de la producción.

  1. El nuevo esquema de retenciones móviles
    El decreto establece nuevos umbrales para el cálculo de los derechos de exportación, adaptándolos a la realidad de los costos del convencional:
    Alícuota del 0%: Se aplicará cuando el precio internacional del barril (Brent) sea igual o inferior a u$s 65 (anteriormente el piso era de u$s 45).
    Alícuota del 8%: Solo se alcanzará cuando el crudo supere los u$s 80 por barril (previamente el tope era de u$s 60).
    Tramo Intermedio: Para valores entre u$s 65 y u$s 80, se aplicará una fórmula polinómica que reduce significativamente la carga impositiva actual.
  2. Impacto en las Cuencas del Golfo San Jorge y Austral
    Con el Brent cotizando actualmente por encima de los u$s 70, la retención efectiva para el crudo convencional caerá drásticamente del 8% a un valor estimado de 2,7%. Este alivio fiscal es el resultado de meses de gestiones encabezadas por el gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, y sus pares de la región, quienes argumentaron que el esquema anterior —pensado para la alta rentabilidad de Vaca Muerta— estaba asfixiando la viabilidad económica de las operaciones tradicionales.
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4. Incentivo a la reinversión

El objetivo central del Ejecutivo es que los fondos excedentes que las operadoras dejarán de tributar se traduzcan en programas de perforación y workover en áreas convencionales. Para las provincias, esto no solo significa el sostenimiento de las regalías, sino también la preservación de miles de puestos de trabajo en el sector de servicios especializados que dependen de la actividad en los campos maduros.

La Visión de Runrún Energético:

La publicación del Decreto 59/2026 es un triunfo político para las provincias patagónicas y un baño de realismo para la política energética nacional. Tratar impositivamente por igual al convencional que al no convencional era un error técnico que estaba condenando al abandono a cientos de pozos. Esta “segmentación fiscal” es una herramienta indispensable para que Argentina mantenga un perfil exportador equilibrado mientras Vaca Muerta sigue batiendo récords.

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Economía: OTAMERICA capta u$s 50 millones para la expansión estratégica de Puerto Rosales

Por Redacción Runrún Energético

La compañía OTAMERICA (continuadora de Oiltanking Ebytem) concretó con éxito la emisión de sus Obligaciones Negociables Serie VI, logrando captar u$s 50.000.000 en el mercado local. La operación, que contó con el asesoramiento de los estudios TCA Tanoira Cassagne y Bruchou & Funes de Rioja, recibió una fuerte demanda que obligó a ampliar el monto inicial previsto de 30 millones, reflejando la confianza de los inversores en los proyectos de infraestructura vinculados a Vaca Muerta.

  1. Detalles de la colocación y respaldo
    Las ON fueron emitidas bajo la modalidad Dólar MEP con un plazo de 42 meses (vencimiento en julio de 2029). La solidez financiera de la empresa, calificada con la máxima nota AAA.ar por Moody’s Local Argentina, permitió una colocación exitosa en un sindicato liderado por Banco Galicia junto a más de 15 entidades financieras y sociedades de bolsa.
  2. El Hub exportador de Puerto Rosales
    Los fondos serán destinados íntegramente al ambicioso plan de expansión de la Terminal Marítima Puerto Rosales, cuya inversión global asciende a u$s 650 millones. El proyecto contempla la construcción de un nuevo muelle con tres posiciones de amarre para buques de gran calado, la instalación de seis tanques de 50.000 m³ cada uno y una nueva estación de bombeo. Estas obras son críticas para eliminar los cuellos de botella y permitir el despacho masivo del crudo no convencional hacia los mercados internacionales.
  3. Asesoramiento legal de primer nivel
    La estructuración de la serie VI bajo el Programa Global de OTAMERICA contó con la participación de TCA Tanoira Cassagne como asesores de la emisora, mientras que Bruchou & Funes de Rioja brindó soporte legal a los colocadores. Esta sinergia profesional garantiza el cumplimiento de los estándares regulatorios exigidos para instrumentos de deuda de largo plazo en el sector energético.
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La Visión de Runrún Energético:

La exitosa colocación de OTAMERICA demuestra que el mercado de capitales local tiene apetito y liquidez para financiar proyectos reales de infraestructura. Puerto Rosales es el “puerto de salida” del desarrollo de Vaca Muerta; sin esta expansión, el crecimiento de la producción se toparía con un techo logístico. Que una empresa logre captar u$s 50 millones a 42 meses es una señal de que la macroeconomía energética está empezando a ofrecer horizontes de previsibilidad.

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Inversiones: San Juan; Oficializan inversión de u$s 520 millones para el proyecto Carbonatos Profundos

Por Redacción Runrún Energético

A través de la Resolución 6/2026 de la Secretaría de Minería, el Gobierno nacional aprobó formalmente el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Carbonatos Profundos”. Se trata de una iniciativa estratégica de la empresa Minas Argentinas S.A. (MASA) para la mina Gualcamayo, en San Juan, que implica una inversión total de u$s 519,6 millones. Este hito no solo extiende la vida útil del yacimiento por décadas, sino que abre una ventana de oportunidad masiva para la cadena de valor local.

  1. Compromiso récord con proveedores nacionales
    Uno de los puntos más destacados de la resolución es el ambicioso plan de contratación local presentado por la operadora. MASA se ha comprometido a que el 69% de su gasto en bienes, obras y servicios sea cubierto por proveedores nacionales, una cifra que triplica el mínimo del 20% exigido por la Ley RIGI. Este enfoque refuerza la visión de una minería integrada que impulsa a las pymes metalmecánicas y de servicios tecnológicos del país.
  2. Desarrollo técnico y empleo
    El proyecto DCP (Deep Carbonates Project) se enfoca en la explotación de oro y plata en cuerpos mineralizados a mayor profundidad, lo que requiere una actualización tecnológica de la planta y sistemas de extracción de avanzada. Durante la fase de construcción y operación, se estima la creación de más de 4.500 puestos de trabajo directos e indirectos, consolidando a San Juan como el polo minero más dinámico de la región bajo el nuevo marco incentivos.
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3. El décimo proyecto RIGI
Con esta aprobación, “Carbonatos Profundos” se convierte en el décimo proyecto de gran escala en sumarse al régimen, elevando el flujo de inversiones mineras y energéticas confirmadas a niveles históricos. La Secretaría de Minería actuará como autoridad de aplicación, supervisando que los desembolsos de los primeros u$s 90,6 millones se ejecuten en los próximos 24 meses tal como dicta el cronograma oficial.

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La Visión de Runrún Energético:

Minas Argentinas demuestra una resiliencia operativa envidiable al transformar una mina en etapa de cierre en un proyecto de largo plazo. Para nuestro sector, el dato del 69% de compra local es la clave: el RIGI no es solo para las grandes multinacionales, es el motor que va a traccionar contratos para todos los proveedores que estén listos para competir. Es el momento de posicionarse ante operadoras que, como MASA, apuestan fuerte por el compre nacional.

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Legales: DNU 49/2026; El Gobierno privatiza la importación de GNL y prorroga la emergencia energética

Por Redacción Runrún Energético

A través del DNU 49/2026, el Poder Ejecutivo Nacional oficializó un cambio estructural en el esquema de abastecimiento de gas natural para los próximos años. La norma no solo extiende la Emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2027, sino que establece un régimen competitivo para que actores privados asuman la importación de GNL, una tarea históricamente centralizada en la estatal ENARSA.

  1. Apertura a la comercialización privada
    El decreto introduce un mecanismo de concurso competitivo para seleccionar comercializadores privados que se encarguen de la compra, logística y regasificación de GNL. El objetivo es desregular el segmento y trasladar el riesgo operativo al sector privado. No obstante, el Estado se reserva un rol de “garante de última instancia”: si los privados no logran cubrir la demanda proyectada, ENARSA retomará la responsabilidad de la importación para evitar desabastecimiento en los picos invernales.
  2. Nuevo esquema de precios máximos
    Para proteger el mercado interno, el DNU define un régimen transitorio de precios. El valor de venta no podrá exceder un marcador internacional de referencia, al cual se le sumará un adicional en dólares por millón de BTU para cubrir los costos de flete, regasificación y el transporte hasta el nodo estratégico de Los Cardales. Esta fórmula busca dar previsibilidad de costos a las distribuidoras y grandes usuarios en el nuevo escenario de emergencia prorrogada.
  3. Acceso a infraestructura y terminales
    La Secretaría de Energía queda facultada para dictar las normas que garanticen el acceso de los importadores privados a la infraestructura existente, específicamente a la terminal de regasificación de Escobar. La coordinación técnica será fundamental para evitar cuellos de botella operativos en la red de gasoductos durante los meses de mayor consumo.
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La Visión de Runrún Energético:

Desde el punto de vista legal, el DNU 49/2026 es el paso definitivo hacia la desestatización del flujo de gas importado. Al prorrogar la emergencia hasta finales de 2027, el Gobierno mantiene facultades extraordinarias para ajustar tarifas y renegociar contratos, pero al mismo tiempo envía una señal clara: el Estado quiere dejar de ser el comprador exclusivo de GNL. El éxito de esta medida dependerá de la confianza de los traders internacionales para operar en un mercado local aún bajo régimen de emergencia.

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Gas: MetroGAS y el Ministerio de Capital Humano firman convenio para formar gasistas matriculados

Por Redacción Runrún Energético

En un paso clave para fortalecer la seguridad en las instalaciones domiciliarias y fomentar el empleo calificado, MetroGAS y el Ministerio de Capital Humano de la Nación sellaron una alianza estratégica. El acuerdo, firmado por la ministra Sandra Pettovello y el director general de la distribuidora, Sebastián Mazzucchelli, tiene como eje central el programa “Instalando Calor Seguro”, una iniciativa que busca profesionalizar a personas con conocimientos en la industria para que obtengan su matrícula habilitante.

  1. Articulación público-privada para el empleo
    El convenio permitirá que los cursos se dicten de manera presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios del Ministerio (ubicado en el predio del antiguo Instituto Garrigós). Esta colaboración busca transferir el know-how técnico de los voluntarios de MetroGAS a ciudadanos que requieren una certificación oficial para mejorar su empleabilidad. “Este convenio forma parte de un camino sostenido para fortalecer la articulación público-privada y generar oportunidades de formación”, destacó Mazzucchelli durante la firma.
  2. Impacto real en la salida laboral
    El programa “Instalando Calor Seguro” cuenta con una trayectoria de 11 años, habiendo alcanzado ya a más de 8.400 estudiantes. Los datos de la última edición son elocuentes: el 85,6% de los participantes identificó la capacitación como una salida laboral directa. Además, el programa cumple un rol educativo fundamental, ya que el 89% de los jóvenes de escuelas técnicas desconocía que podía tramitar su matrícula profesional de 2da o 3ra categoría utilizando su título secundario.
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  1. Seguridad y cobertura estratégica
    Con más de 2.250.000 clientes, MetroGAS lidera la distribución de gas en la región más densamente poblada del país (CABA y 11 partidos del sur del Gran Buenos Aires). Al fomentar la formación de gasistas matriculados, la empresa no solo promueve el empleo, sino que garantiza que las instalaciones internas cumplan con los estándares técnicos necesarios para prevenir incidentes y asegurar un consumo eficiente de gas natural en el área metropolitana.

La Visión de Runrún Energético:

En Runrún, celebramos que las empresas líderes del sector energético asuman un rol activo en la formación de oficios. La industria del gas no solo se construye con grandes gasoductos, sino con técnicos calificados que garanticen la seguridad “puertas adentro”. Que el Ministerio de Capital Humano facilite la infraestructura para estas capacitaciones es una señal positiva de que el conocimiento técnico y la necesidad de empleo genuino pueden encontrarse en una agenda común.

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Empresas: El Grupo Techint consolida su despliegue en Vaca Muerta para liderar las obras del nuevo ciclo energético

Por Redacción Runrún Energético

El Grupo Techint vuelve a demostrar su capacidad de resiliencia y liderazgo en el sector energético argentino al anunciar un despliegue integral de sus subsidiarias —Tecpetrol, Tenaris y Techint Ingeniería y Construcción— para el ciclo 2026. Con el foco puesto en la infraestructura crítica que permitirá la exportación masiva, el grupo que conduce Paolo Rocca se posiciona como el socio estratégico indispensable para el desarrollo de Vaca Muerta y el Norte Argentino.

  1. Tecpetrol: Eficiencia en el corazón del gas
    Tras consolidar a Fortín de Piedra como el yacimiento estrella de la cuenca, Tecpetrol enfoca su estrategia 2026 en la eficiencia operativa extrema. La operadora no solo busca mantener sus récords de producción, sino que proyecta el desarrollo de nuevas áreas para garantizar el llenado de los gasoductos troncales y la futura planta de GNL, reafirmando su rol como el mayor productor privado de gas del país.
  2. Tenaris y el soporte logístico récord
    Desde sus plantas de tubos y sus bases de servicios en Neuquén, Tenaris opera actualmente a máxima capacidad. La demanda de casing y tubing para la perforación de pozos de rama larga en el no convencional ha llevado a la compañía a optimizar sus cadenas de suministro, asegurando que la actividad récord proyectada para este año cuente con el respaldo de insumos críticos de producción nacional y calidad global.
  3. Ingeniería de grandes obras y transición
    La división de Ingeniería y Construcción de Techint tiene su mirada puesta en dos hitos: la ejecución del ducto Vaca Muerta Sur y la culminación de la reversión del Gasoducto Norte. Asimismo, el grupo demuestra su versatilidad al diversificar su cartera hacia proyectos de minería de Litio y energía eólica, aplicando su probado know-how logístico en la construcción de infraestructuras complejas para la transición energética.
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La Visión de Runrún Energético:

Techint es, por definición, un grupo resiliente que sabe interpretar los tiempos de la política y la economía para estar siempre un paso adelante. Su apuesta por la integración vertical —desde el tubo hasta la molécula de gas— les da una ventaja competitiva única. Para los proveedores de la industria, el despliegue de Techint en 2026 representa la oportunidad de sumarse a una cadena de valor que no se detiene y que es el verdadero motor de la soberanía energética exportadora.

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Internacionales: ExxonMobil redefine su plan 2026; foco en Guyana y salida definitiva de Vaca Muerta

Por Redacción Runrún Energético

La petrolera estadounidense ExxonMobil ha presentado la actualización de su plan corporativo para el año 2026, marcando una hoja de ruta centrada en activos de altísima rentabilidad y baja intensidad de carbono. Tras completar el proceso de desinversión de sus bloques en la cuenca neuquina (cedidos a Pluspetrol), la compañía reorienta su flujo de capital hacia proyectos de escala masiva en el offshore del Caribe y la optimización tecnológica de su producción en el Permian.

  1. Inversión récord y foco en el offshore
    Para 2026, la corporación proyecta un Capex (gasto de capital) de entre u$s 27.000 y u$s 29.000 millones. El destino prioritario es el bloque Stabroek en Guyana, donde el proyecto Hammerhead ya recibió la aprobación de inversión por u$s 6.800 millones. Con esta apuesta, Exxon busca liderar la producción regional, apuntando a alcanzar los 1,5 millones de barriles diarios hacia el final de la década.
  2. La IA como motor de recuperación
    Uno de los pilares del nuevo plan es la integración de la Inteligencia Artificial agéntica y la supercomputación para maximizar la recuperación de recursos. La compañía espera que la optimización digital le permita reducir costos operativos y mejorar la precisión en la perforación, convirtiendo a la tecnología en un “motor de valor” que compense la volatilidad de los precios internacionales.
  3. Aceleración de metas climáticas
    ExxonMobil anunció que logrará sus objetivos de reducción de intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (originalmente pactados para 2030) este mismo 2026. En paralelo, diversifica su portafolio con la puesta en marcha de proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) y la expansión de su negocio de Litio, buscando posicionarse en la cadena de suministro de la movilidad eléctrica.
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La Visión de Runrún Energético:

La salida de Exxon de Vaca Muerta no debe leerse como una falta de potencial del recurso argentino, sino como una decisión de arquitectura financiera global: la empresa hoy solo juega donde puede obtener retornos rápidos y escala offshore. No obstante, su enfoque en la IA aplicada marca el camino de lo que veremos en el resto de las operadoras del sector en los próximos años.

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Internacional: SLB asegura contratos plurianuales para operar el mayor bloque petrolero de Omán

Por Redacción Runrún Energético

La compañía de servicios tecnológicos SLB (ex Schlumberger) ha consolidado su posición en Medio Oriente tras adjudicarse dos contratos estratégicos por parte de Petroleum Development Oman (PDO). Los acuerdos, con una duración inicial de cinco años, están destinados a optimizar la producción en el Bloque 6, la concesión de hidrocarburos más extensa y productiva de Omán.

  1. Tecnología de última generación en cabezales de pozo
    El primer contrato se centra en el suministro de sistemas de cabezales de pozo de alta presión. SLB implementará su tecnología SOLIDrill de 15k, diseñada con sistemas modulares compactos que permiten reducir los tiempos de instalación y mejorar la seguridad operativa en boca de pozo. Esta tecnología es clave para soportar las exigentes condiciones de presión del Bloque 6.
  2. Levantamiento artificial y eficiencia energética
    El segundo acuerdo abarca la provisión de sistemas de levantamiento artificial, incluyendo bombas electrosumergibles (ESP) y bombas de cavidad progresiva (PCP). La novedad técnica radica en el uso de motores de imán permanente, que no solo maximizan la recuperación de crudo, sino que reducen significativamente el consumo de energía en comparación con los sistemas tradicionales, alineándose con las metas de descarbonización de PDO.
  3. Desarrollo de valor local (ICV)
    Más allá de la provisión de equipos, el contrato establece que SLB expandirá su capacidad de fabricación dentro de Omán. En un plazo de seis meses, la compañía comenzará la producción local de válvulas de compuerta, fortaleciendo la cadena de suministro nacional y cumpliendo con las estrictas normativas de Valor Nacional (In-Country Value) que rigen en el sultanato.
1 Hfde

La Visión de Runrún Energético:

Este contrato de SLB es un ejemplo claro de cómo las grandes operadoras estatales están exigiendo no solo eficiencia, sino tecnología baja en emisiones. La inclusión de motores de imán permanente en el levantamiento artificial marca una tendencia global: la eficiencia energética ya no es opcional en el upstream. Para el mercado regional, estos contratos sirven de benchmark sobre cómo integrar la manufactura local con tecnología de punta.

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GeoPark adquiere los activos de Frontera Energy en Colombia

La operación se cerró por US$ 375 millones y un pago adicional de US$ 25 millones contingente al cumplimiento de ciertos hitos de desarrollo.

GeoPark anunció este viernes que cerró un acuerdo definitivo con Frontera Energy Corporation para adquirir el 100% de Frontera Petroleum International Holdings B.V., que consiste exclusivamente en activos de exploración y producción de petróleo y gas en Colombia. La operación se cerró por US$ 375 millones y un pago adicional de US$ 25 millones contingente al cumplimiento de ciertos hitos de desarrollo.

Con esta transacción GeoPark más que duplica sus reservas consolidadas al sumar 99 millones de barriles de petróleo equivalente en reservas probadas y 147 millones en reservas probadas más probables.

El portafolio adquirido está compuesto por 17 bloques de exploración y producción en Colombia. Además, se incluye el proyecto integrado de gestión del agua y sostenibilidad ambiental de Frontera Energy, compuesto por la planta de tratamiento de agua por ósmosis inversa SAARA (anteriormente Agrocascada) y el proyecto de siembra de palma africana ProAgrollanos en Puerto Gaitán, que se beneficia del riego proveniente de SAARA.

No obstante, desde la compañía aclararon que la transacción no incluye la adquisición de Frontera Energy Corporation, una sociedad holding canadiense que cotiza en bolsa, ni de sus activos de infraestructura, ni de sus intereses exploratorios en Guyana.

El mayor operador privado de Colombia

“El anuncio de hoy marca un hito importante en la trayectoria de crecimiento de GeoPark. Luego de extensas conversaciones con Frontera Energy durante el último año, nos complace haber alcanzado un acuerdo que incorpora los activos colombianos de Frontera a nuestro portafolio, posicionando a GeoPark como el mayor operador privado en Colombia y creando una plataforma más sólida y resiliente, con mayor escala, producción estable más prolongada y mayor solidez del flujo de caja, mientras seguimos financiando nuestro crecimiento en Vaca Muerta”, aseguró Felipe Bayon, CEO de GeoPark.  

“Más allá de las métricas financieras y de producción, esta transacción habilita un enfoque de desarrollo integral de campos en activos como Quifa y en el portafolio más amplio de los Llanos, lo que nos permite extender una producción estable, capturar sinergias y reinvertir de manera eficiente. Esto respaldará una producción sostenida, la protección de las reservas y un mayor nivel de inversión que beneficia a las regiones donde operamos a través de empleo, regalías e impuestos”, agregó el ejecutivo.

, Redaccion EconoJournal

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Metrogas y el Ministerio de Capital Humano firman un convenio para formar gasistas matriculados

La ministra de Capital Humano Sandra Pettovello, y el director general de Metrogas, Sebastián Mazzucchelli.

La ministra de Capital Humano, Sandra Pettovello, y el director general de Metrogas, Sebastián Mazzucchelli, suscribieron un acuerdo de cooperación para impulsar la capacitación profesional de personas con conocimientos en la industria del gas que deseen iniciar su actividad laboral como gasistas matriculados.

El convenio habilita el dictado del curso presencial «Instalando calor seguro», una capacitación que la distribuidora desarrolla desde hace 11 años. El programa, que busca fortalecer el empleo calificado y la seguridad en las instalaciones de gas natural, se integra con este acuerdo a la órbita de la articulación público-privada.

La instrucción se desarrolla durante cuatro semanas en febrero, en modalidad presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios. Allí, el Ministerio de Capital Humano reacondicionó lo que fue el Instituto Garrigós, ubicado en el barrio porteño de La Paternal.

El programa académico consta de cinco módulos obligatorios y uno optativo, donde se abordan contenidos técnicos, normativas vigentes del sector y protocolos de seguridad profesional para instalaciones domiciliarias.

La formación de gasistas matriculados

El objetivo central de la cursada consiste en brindar las herramientas teóricas y prácticas necesarias para tramitar la matrícula de gasista de segunda o tercera categoría. Al finalizar los talleres, los asistentes cuentan con el conocimiento para gestionar el carnet profesional ante las autoridades correspondientes.

El acuerdo entre Capital Humano y Metrogas permitirá formar nuevos gasistas matriculados en una articulación público-privada.

Para obtener el título habilitante definitivo, los egresados deben presentarse posteriormente en los Centros de Formación Profesional de sus respectivos municipios o de la Ciudad de Buenos Aires. La iniciativa responde a una necesidad de actualización de las normas de seguridad y el manejo de nuevos materiales que requiere de una formación continua.

A través de este esquema, capacitadores voluntarios de la principal distribuidora de gas del país transfieren su experiencia técnica a ciudadanos que buscan formalizar su oficio. Se garantiza así que las conexiones de red en los hogares cumplan con los estándares de seguridad exigidos por el ente regulador.

Desde su creación, este programa alcanzó a más de 8.400 estudiantes de 264 escuelas técnicas en la Argentina, específicamente en el área de concesión de la compañía, que abarca la Ciudad de Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano bonaerense. Durante la vigencia del programa, casi 300 voluntarios técnicos participaron en el dictado de más de 500 talleres especializados.

, Redacción EconoJournal

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Golden Goose: la minera canadiense a cargo de un desarrollo de litio en Salta compra un proyecto de oro en Río Negro

La minera canadiense Golden Goose Resources adquirió el proyecto de oro Gran Esperanza, ubicado en Rio Negro.

La minera canadiense Golden Goose Resources (antes llamada SALi Lithium Corp) ingresará como accionista mayoritario en el proyecto de exploración de oro de alta ley Gran Esperanza, ubicado en la provincia de Río Negro. La empresa con sede en Vancouver acordó con la actual operadora Valcheta Exploraciones SAS el ingreso con un 51% de participación al desarrollo aurífero. Este año podrían comenzar con la perforación de pozos exploratorios.

El desembarco de Golden Goose en Río Negro será en etapas y a través de una empresa conjunta con Valcheta. Luego de adquirir la mayoría del proyecto de oro y la operación, la minera canadiense podrá ampliar su participación a un 90% ejerciendo la segunda opción del acuerdo. Como última etapa, Golden Goose podrá adquirir hasta el 100% del proyecto, según informó en un comunicado.

Exploración de oro y litio

Golden Goose amplió su actividad minera en la Argentina, ya que, además de adquirir un proyecto de oro, ya cuenta con El Quemado, un desarrollo de litio en etapa de exploración ubicado en Salta.

La minera completó el año pasado la fase 1 del programa de exploración. El proyecto tiene una dimensión de 50.000 hectáreas. Golden Goose también cuenta con dos activos de oro en Canadá, ambos en etapa de exploración, y cotiza en Canadian Securities Exchange (CSE), una bolsa de valores electrónica alternativa para empresas canadienses emergentes.

El acuerdo definitivo al que llegó Golden Goose “representa un hito corporativo significativo para y refuerza aún más la estrategia de la compañía de asegurar activos de metales preciosos de alto grado a escala de distrito en jurisdicciones mineras probadas y emergentes”.

Proyecto de oro Gran Esperanza en Río Negro

El proyecto que comenzará a operar la minera canadiense tiene 44.400 hectáreas de terreno accesible durante todo el año. Está ubicado en el distrito de Los Menucos, en el Macizo Patagónico Norte, una región conocida por su potencial de metales preciosos de alto grado, resaltó la empresa.

Gran Esperanza está en una zona con actividad minera. Se encuentra rodeada por importantes operadores como Southern Copper y en cercanía al proyecto Calcatreu, que actualmente se encuentra en desarrollo.

Según los trabajos de exploración, “cuenta con 10 kilómetros (km) de exposiciones de vetas de oro epitermales de baja sulfuración mapeadas históricamente, con vetas con un promedio de ~1 a 5 metros de ancho”.

Golden Goose destacó que en el proyecto “se informaron leyes (concentraciones de oro) de muestra de canal de 24,0 gramos por tonelada (g/t Au) en una longitud máxima de dos metros, lo que demuestra un potencial de alta ley desde la superficie”.

, Roberto Bellato

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La suba histórica del precio de la plata, el oro, el litio y el cobre podría potenciar los proyectos mineros de Argentina

El precio histórico al que llegaron el oro, la plata, el litio y el cobre a nivel mundial podría ser una oportunidad para que la Argentina

Los principales productos de la minería metalífera a nivel mundial tuvieron una pronunciada suba del precio en el último año. El valor histórico al que llegaron el oro, la plata, el litio y el cobre a nivel mundial podría ser una posibilidad para que la Argentina supere en 2026 los US$ 4.948 millones en exportaciones que tuvo el año pasado la minería metalífera y los US$ 905 millones en litio, según datos de la Secretaría de Minería.

La cotización a nivel internacional del oro aumentó un 90% en el último año y trepó a un precio histórico de US$ 5.300 por onza. La plata subió a US$ 113 por onza y llegó a un 270% interanual. En tanto, el litio recuperó el precio que había perdido en los últimos tres años y trepó en los últimos días a los US$ 20.000 la tonelada de carbonato equivalente (LCE), registrando una suba de un 40% interanual.

Por su parte, el cobre, que la Argentina prácticamente dejó de producir en 2018 (solo produce un volumen muy marginal) tuvo un salto a US$ 5,9 por libra (453 gramos), marcando también una subida de un 40% interanual, según informó Invecq Consultora.

Por qué subieron los precios de los minerales en el mundo

La tendencia al alza se acentuó la última semana con subas de los cuatro minerales que van de 7% a un 10% sólo en la última semana. En Argentina hay 310 proyectos de minería metalífera de los cuales 228 están dedicados a los minerales principales: oro, plata, litio y cobre. Dentro de ese universo, 24 se encuentran en producción y 28 están cerca de comenzarla, explicó en su cuenta de X Santiago Bulat, economista y director de Invecq.

El récord de los precios podría acelerar el desarrollo de proyectos de cobre de gran escala como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol (Vicuña), El Pachón, El Altar en San Juan; Taca Taca en Salta; Mara (Minera Agua Rica – Alumbrera) en Catamarca; y San Jorge en Mendoza.

“La demanda global viene traccionada por distintos factores, pero todos exacerbados por el contexto internacional actual. El caso del oro como cobertura frente a devaluación, deuda y riesgo geopolítico; el cobre como columna vertebral de la electrificación global (redes, renovables, EVs); el litio como insumo crítico de las baterías que sostienen la movilidad eléctrica y el almacenamiento de energía; y la plata por su doble rol, industrial y financiero, impulsada por la expansión solar y la inversión”, destacó en su cuenta de X Santiago Bulat.

Las exportaciones mineras argentina totalizaron US$ 6.037 millones en 2025, un 10% de lo que exportaron en minería Chile y Perú.

Exportaciones mineras de la Argentina

Las exportaciones de la minería metalífera, el litio y la no metalífera totalizaron US$ 6.037 millones. Estos niveles son alrededor de un 10% de lo que exportaron en minería Chile y Perú, que vendieron al exterior US$ 63.000 y US$ 59.000 millones, respectivamente.

El oro explicó el 68% (US$ 4.078 millones) de las exportaciones en dólares de la minería metalífera argentina el año pasado. La plata representó el 13% del volumen exportado del país con US$ 777 millones.

Las ventas al exterior de litio (Argentina produce principalmente carbonato de litio) alcanzaron los US$ 905 millones, creciendo un 40,3% interanual y representando el 15% de las exportaciones mineras totales del país. En cuanto a las cantidades exportadas de litio, en el acumulado del año exhibieron un incremento del 59,3%.

Oro, plata, litio y cobre

Según el último informe semanal de precios de los principales productos mineros que realiza la Secretaría de Minería, “el cierre al alza del oro fue impulsado por la demanda de activos de refugio por la incertidumbre política y geopolítica vinculada a las tensiones entre Estados Unidos y Europa, un debilitamiento del dólar que volvió más atractivo al oro, y expectativas de recortes de tasas de la Fed (Reserva Federal de Estados Unidos) que favorece a los activos que no rinden intereses como el oro”. En lo que va de enero el precio del oro subió un 13%, añade el informe.

En el caso de la plata, la cartera a cargo de Luis Lucero señaló que “el precio se mantuvo subiendo con fuerza por una alta demanda industrial y una oferta estructuralmente ajustada, lo que vino a sumarse a las expectativas de tasas más bajas, y un dólar débil, que activó la demanda de refugio”.

Además, destacó que “el precio del litio subió porque la demanda de baterías empezó a recuperarse, la oferta siguió ajustada tras recortes previos y el mercado percibe que los precios ya tocaron piso, lo que activó compras spot y sostuvo el rally ascendente”.

Sobre el cobre, la Secretaría de Minería sostuvo que “uno de los principales catalizadores fue la desescalada de las tensiones geopolíticas asociadas a Groenlandia, lo que moderó el apetito especulativo en los mercados de metales, favoreciendo una corrección de precios”.

En paralelo, aumentaron los inventarios de cobre y se observaron señales de debilidad de demanda en China. Mientras que en la oferta persisten riesgos puntuales, como huelgas en la mina Mantoverde en Chile (principal productor mundial) y que la mina Grassberg (la tercera mina de cobre en el mundo detrás de las chilenas e Escondida y Collahuasi) en Indonesia informó que estaría operativa al 85%”.

, Roberto Bellato

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Quiénes son los congresistas de EE.UU. que visitaron Tierra del Fuego, Vaca Muerta y la central nuclear Atucha

Congresistas de los EE.UU. recorrieron el complejo nuclear Atucha junto al secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli.

Una delegación bipartidaria del Congreso de los Estados Unidos pasó este jueves por el complejo nuclear de Atucha, ubicado en la localidad bonaerense de Zárate. La recorrida por el país incluyó también visitas a la provincia de Tierra del Fuego y a Vaca Muerta en Neuquén. La comitiva fue recibida y acompañada en Atucha por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli.

La comitiva estadounidense presente en Atucha, liderada por el congresista republicano Morgan Griffith, estuvo también integrada por los congresistas Nanette Barragan, Randy Weber, Russ Fulcher, Diana Harshbarger y Mike Kennedy, según pudo saber EconoJournal. Kennedy integra el Comité de Recursos Naturales.

«Recibimos en el Complejo Nuclear Atucha a una delegación bipartidaria del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes de los Estados Unidos. Estamos ante una oportunidad histórica: el mundo vuelve a interesarse en nuestro potencial nuclear gracias al Presidente Javier Milei mientras Argentina se inserta nuevamente en el mapa global», destacó Ramos Napoli en su cuenta de X.

En la recorrida también participaron el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Martín Porro, y la titular la Dirección de Seguridad Internacional, Asuntos Nucleares y Espaciales (DIGAN) en Cancillería, Jimena Schiaffino. El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, no estuvo presente.

Los congresistas también visitaron Tierra del Fuego y Vaca Muerta

Los congresistas que estuvieron en Atucha forman parte de una docena de representantes estadounidenses que llegaron en un avión militar el último domingo a Tierra del Fuego y que el martes viajaron a Neuquén para recorrer Vaca Muerta.

La delegación visitó el bloque Loma Campana, que YPF opera junto con Chevron, según pudo saber este medio. Las visitas a Tierra del Fuego y Neuquén tomaron por sorpresa a las gobernaciones. «No es normal que vengan legisladores norteamericanos todos los días. No estábamos avisados, sí creo que la Argentina se ha abierto al mundo, Neuquén es una de las atracciones hacia el mundo», aseguró el miércoles el gobernador de Neuquén Rolando Figueroa.

«Nosotros cada vez que nos vienen a ver tratamos de generar la posibilidad de que el ministro de Energía o el de Economía acompañen a quienes nos visitan para que puedan entender cómo es el desarrollo», agregó al responder preguntas de la prensa luego de participar de una entrega de camiones cisterna y motoniveladoras.

La diputada provincial de Neuquén por el Frente de Todos, Lorena Parrilli, informó, por su parte, que realizó un pedido de informes para conocer los motivos de la visita. 

La legisladora Lorena Parrilli posteó su pedido de informes.

Por otro lado, una segunda comitiva con representantes del Comité de Educación y Fuerza Laboral de la Cámara de Representantes arribó al país el martes. El canciller Pablo Quirno aportó la única información oficial del gobierno al respecto, confirmando el arribo de esta segunda delegación y sin mencionar a la comitiva que llegó el domingo a Ushuaia.

“Es una delegación bipartidaria del Comité de Educación y Fuerza Laboral de la Cámara de Representantes de EE.UU. de visita en la Argentina. Dado el interés que despierta el plan de gobierno de la Argentina en el mundo y, en este caso, la relación estratégica entre Argentina y EE.UU., celebramos las visitas de las diferentes comitivas interesadas en nuestro país”, dijo Quirno en su cuenta de X.

El posteo de Pablo Quirno sobre el arribo de una delegación bipartidaria del Comité de Educación y Fuerza Laboral de la Cámara de Representantes de EEUU.

Minutos más tarde, el canciller volvió a postear en la red social para asegurar que «las autoridades pertinentes» fueron informadas sobre las visitas de las delegaciones estadounidenses, información que no coincide con lo expresado por el gobernador de Neuquén.

El segundo posteo del canciller Pablo Quirno sobre las delegaciones estadounidenses.

, Nicolás Deza

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Laura Fernández se perfila como presidenta de Costa Rica: ¿qué propone en renovables?

Este domingo 1 de febrero, Costa Rica definirá mucho más que su próximo gobierno: elegirá el modelo de transición energética que marcará el rumbo del país en los próximos años. Según la encuesta más reciente del Centro de Investigación y Estudios Políticos de la Universidad de Costa Rica (CIEP-UCR), la oficialista Laura Fernández, del Partido Pueblo Soberano, se perfila como la próxima mandataria con 43.8% de intención de voto, con chances de evitar el balotaje y consolidar una gestión centrada en la apertura del mercado energético.

El desafío actual ya no radica en descarbonizar la matriz eléctrica —que en Costa Rica ya supera el 98% de fuentes renovables—, sino en cómo trasladar esa transformación a sectores como el transporte, la industria, el almacenamiento y el consumo final de energía.

Tal como adelantó Energía Estratégica a principios de mes, las propuestas energéticas de las tres candidaturas con mayor intención de voto —Laura Fernández, Álvaro Ramos (Partido Liberación Nacional) y Claudia Dobles (Coalición Agenda Ciudadana)— ofrecen respuestas diametralmente distintas a ese desafío.

El plan de Fernández apuesta por un enfoque de mercado, centrado en habilitar la participación privada en geotermia, revisar la estructura tarifaria para eliminar sobrecostos y transformar el Sistema Eléctrico Nacional para que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) compita en igualdad de condiciones. También plantea fortalecer la interconexión regional y aprovechar residuos orgánicos para impulsar la producción de biogás y biometano, dentro de una lógica de economía circular.

Aunque la estrategia se orienta a mayor eficiencia, tarifas más bajas y dinamismo en la inversión, fuentes del sector energético consideran que carece de una hoja de ruta clara para acelerar la transición energética. La lectura dominante es que representa una continuidad del modelo actual, con ajustes orientados más al precio que a la transformación estructural del sistema.

Desde una perspectiva distinta, Álvaro Ramos propone una segunda generación de políticas energéticas con foco en tecnología avanzada, modernización institucional y financiamiento verde. Su plan incluye el impulso a hidrógeno verde, energía marina y geotermia avanzada, habilita alianzas público-privadas (APP) para que el ICE contrate generación y almacenamiento con agilidad, y propone una Ley de Finanzas Sostenibles que permita emitir bonos verdes soberanos y crear un Fondo Nacional de Transición Verde.

Ramos también contempla una reforma al MINAE para separar planificación y operación, además de una modernización de redes mediante smart grids y el fortalecimiento de la generación distribuida. Aseguró que “la transición debe cruzar todos los sectores, no limitarse al eléctrico”, y planteó que los instrumentos deben surgir de alianzas con capacidad técnica y financiera.

Por su parte, Claudia Dobles impulsa un modelo de transformación profunda con liderazgo estatal. Propone convertir RECOPE en una empresa pública de energías limpias, orientada al desarrollo de hidrógeno verde, biometano, almacenamiento energético y movilidad sostenible. El ICE mantendría su rol estratégico en generación, transmisión y distribución, con una ampliación de su capacidad geotérmica, y apertura controlada para solar y eólica bajo un esquema solidario.

Su programa incluye una ley que prohíba la exploración y explotación de hidrocarburos, la creación de Ecoparques de Energía con almacenamiento a gran escala, y un marco regulatorio específico para baterías. También plantea facilitar el acceso a crédito para hogares y comunidades, con tarifas justas, para que puedan convertirse en prosumidores.

Desde la Coalición, señalaron que el objetivo es avanzar hacia una economía descarbonizada, con equidad social y liderazgo público, retomando el enfoque ambientalista desarrollado durante los gobiernos del Partido Acción Ciudadana (PAC).

Así, el escenario electoral presenta tres modelos nítidamente diferenciados: uno de apertura de mercado con foco en tarifas, otro basado en tecnología y financiamiento verde, y un tercero orientado a una transición justa liderada desde el Estado.

Las diferencias también se expresan en el rol asignado al ICE. Dobles lo propone como garante del sistema solidario; Ramos lo proyecta como un ente flexible capaz de asociarse estratégicamente; y Fernández lo plantea como un actor más en un mercado abierto.

Respecto a los combustibles, Dobles apuesta por la eliminación total de los fósiles, Ramos por tecnologías emergentes como el hidrógeno, y Fernández por biogás y biometano bajo lógicas de eficiencia.

Este domingo, más de 3.7 millones de costarricenses definirán con su voto no solo quién ocupará la presidencia, sino también qué tipo de transición energética marcará el rumbo del país en los próximos años.

Tema Claudia Dobles Laura Fernández Álvaro Ramos
Rol del ICE Líder estratégico y garante del sistema solidario. Competidor en igualdad de condiciones con privados.
Ente flexible capaz de hacer Alianzas Público-Privadas.
Apertura Privada Enfocada en eólica/solar, bajo regulación estatal. Apertura de la Geotermia y mercado eléctrico general.
Alianzas estratégicas y contratación dinámica.
Combustibles Transformar RECOPE hacia energías limpias. Prohibir exploración de petróleo. Producción de biogás/biometano y uso de combustibles limpios.
Impulso al hidrógeno verde y energías de nueva generación.
Enfoque Principal Transición justa, descarbonización y comunidades prosumidoras. Reducción de tarifas y competitividad de mercado.
Modernización tecnológica (energía marina/avanzada) y financiamiento verde.

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¿Podrán despegar el autoconsumo y el almacenamiento en 2026? El sector solar español pide señales regulatorias

España consolidó durante 2025 un nuevo récord de crecimiento renovable al instalar 8852,7 MW de capacidad, de los cuales 7896,3 MW correspondieron a energía solar fotovoltaica. Esto representa el 88 % de toda la nueva potencia renovable del año, y eleva el acumulado solar a 48.130,6 MW, de acuerdo con datos de Red Eléctrica. 

La expansión consolida a España como uno de los mercados solares más dinámicos de Europa. Sin embargo, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) advierte que este avance enfrenta cuellos de botella regulatorios y técnicos que deben resolverse con urgencia para sostener el ritmo y atraer nueva inversión. “El apagón del pasado abril ha puesto de manifiesto los retos que el sistema eléctrico tiene por delante”, manifiesta el presidente de UNEF, Rafael Benjumea.

La asociación subraya que el desarrollo del almacenamiento y el autoconsumo es esencial para mantener la estabilidad de la red y evitar distorsiones como las horas de precios negativos, cada vez más frecuentes. No obstante, ambos segmentos muestran retrocesos. En 2024, solo se instalaron 327 MWh de almacenamiento detrás del contador, un 34 % menos que el año anterior. En autoconsumo, la caída fue del 31 %, con apenas 1.182 MW incorporados.

“La necesidad de acelerar el despliegue del almacenamiento es prioritaria”, plantea Benjumea, quien también llama a fortalecer la red eléctrica y adaptar el diseño de mercado. Según el informe anual de UNEF, existen solicitudes con permiso de acceso por más de 9,5 GW de almacenamiento, pero las barreras administrativas y la ausencia de un marco normativo claro están retrasando su puesta en marcha.

La industria fotovoltaica también pone el foco en los impactos económicos y sociales del sector. En 2024, la fotovoltaica aportó 15.317 millones de euros al PIB nacional y generó empleo para 146.764 personas en toda la cadena de valor. “Somos el país del sol cuando más se necesita la energía solar”, destaca Benjumea, señalando que los proyectos en España resultan hasta el doble de rentables que en otros mercados europeos por su factor de planta.

El sector exige un marco que acompañe el ritmo del despliegue

En el plano normativo, la expectativa está puesta sobre la evolución del Real Decreto-ley 7/2025, que fue derogado tras no superar la convalidación parlamentaria. El texto, que incluía medidas clave para integrar renovables y reforzar el desarrollo del almacenamiento, está siendo reconvertido en un nuevo Real Decreto que, al cierre de 2025, continúa en trámite de audiencia pública. El sector considera clave que este marco legal recoja mecanismos de incentivo, simplifique los procesos de tramitación y establezca garantías para los modelos de negocio de almacenamiento.

Asimismo, UNEF ha presentado propuestas para el diseño del nuevo mercado de capacidad, una figura esperada que podría ofrecer señales económicas a los proyectos que aporten flexibilidad al sistema. “El almacenamiento es una tecnología fundamental para la estabilidad del sistema eléctrico”, sostiene Benjumea. La asociación ya ha elaborado alegaciones sobre esta figura e impulsa la adopción de un esquema que reconozca el valor sistémico de estas soluciones.

En paralelo, avanza la revisión del marco del autoconsumo. Tras la apertura de consulta pública en octubre de 2024, se espera un nuevo Real Decreto que actualice el RD 244/2019, con medidas orientadas a simplificar trámites, flexibilizar el reparto de excedentes y consolidar la figura del gestor de autoconsumo. UNEF participa activamente en el proceso con un decálogo que busca garantizar el cumplimiento del objetivo del PNIEC de alcanzar 19 GW de autoconsumo en 2030.

El contexto de mercado también presiona al sector. El aumento de horas con precios negativos en el pool eléctrico está afectando la rentabilidad de muchos proyectos, especialmente en horas de alta producción solar y baja demanda. Esta situación lleva al sector a pedir una adaptación urgente del marco retributivo, incluyendo ajustes al régimen RECORE y el relanzamiento de subastas que integren criterios de flexibilidad y almacenamiento.

El sector fotovoltaico cierra el año con avances sólidos, pero también con señales de alerta. Más de 40 GW de nueva capacidad renovable han solicitado acceso a red durante 2025, pero solo 4,5 GW obtuvieron autorización. Otros 25 GW fueron rechazados por falta de capacidad y 8,5 GW permanecen en tramitación. La saturación de la red se convierte así en otro factor crítico que limita el crecimiento.

UNEF destaca que el ecosistema solar español dispone de fortalezas únicas, como su base industrial consolidada, su liderazgo en innovación y una generación distribuida que ya comienza a dinamizar economías locales. Pero advierte que estas ventajas deben ir acompañadas por una hoja de ruta clara, con reformas normativas, marcos de incentivo y planificación de red a largo plazo.

“El trabajo realizado en 2024 nos ha preparado para los desafíos actuales”, concluyó Benjumea. Para 2026, el objetivo del sector es sostener el crecimiento sobre una base más estable, flexible y alineada con las exigencias de un sistema eléctrico descarbonizado, resiliente y competitivo.

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República Dominicana alcanza los 2.700 MW renovables en 2025 con 80 proyectos en operación

La transformación energética de República Dominicana continúa ganando velocidad. Según la última información recopilada por Energía Estratégica, el país cerró 2024 con 2.069 MW de capacidad renovable instalada, y durante 2025 incorporó 13 nuevos proyectos solares y eólicos, lo que elevó el total renovable por encima de los 2700 MW.

Del total de nuevas instalaciones, 12 correspondieron a parques fotovoltaicos y uno al segmento eólico. Los desarrollos solares incluyeron los proyectos Washington Capital 2 y 3 (100 MW combinados), Cotoperí I, II y III (144.18 MW en total), Coastal (110 MW), Lucila, Peravia I y II, Cumayasa 4, Martí y Payita 1, distribuidos a lo largo del año.

Por su parte, el Parque Eólico Esperanza, con 49,5 MW de capacidad, aportó nueva generación eólica desde noviembre. En conjunto, estas incorporaciones sumaron 637,98 MW de nueva potencia limpia, de acuerdo a las fechas de entrada informadas por el SENI.

Con estos ingresos, la República Dominicana alcanzó los 80 proyectos renovables en operación, lo que representa cerca del 45% de la capacidad total instalada del SENI, que asciende a 5.985 MW. Este crecimiento consolidó una matriz más limpia, resiliente y geográficamente diversificada.

La expansión renovable se complementó con la licitación de 600 MW impulsada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la CDEEE. El proceso recibió 49 ofertas técnicas y económicas, que totalizaron cerca de 3.000 MW. Según pudo relevar Energía Estratégica, las propuestas incluyeron tecnologías solares, eólicas e híbridas con almacenamiento.

“Casi 3.000 MW compiten por un cupo de 600 MW en esta licitación, lo que demuestra el interés del sector privado y el potencial del país”, destacan desde el medio especializado. El proceso priorizó iniciativas con madurez técnica, ubicación estratégica y precios competitivos, alineados con los objetivos de integración renovable y estabilidad del sistema.

En paralelo, los indicadores del sistema reflejaron una eficiencia creciente. Durante 2024, las pérdidas se redujeron al 1,73%, mientras que el costo marginal promedio se mantuvo en 7.319 RD$/MWh, lo que evidenció una operación estable pese a la incorporación masiva de fuentes variables.

Con 80 proyectos renovables en funcionamiento, una licitación estratégica finalizada y más de 2.700 MW limpios conectados al SENI, República Dominicana se consolida como un referente en transición energética para el Caribe y Centroamérica, combinando escala, velocidad de ejecución y una política pública sostenida.

Fecha / Año de Registro Proyecto / Empresa Tecnología Potencia (MW) Estado
≤ 2012 AES ANDRÉS Ciclo Combinado 319.00 Operando
≤ 2012 CESPM Ciclo Combinado 300.00 Operando
≤ 2012 EGEHID (Sistema Hidroeléctrico) Hidroeléctrica 623.28 Operando
≤ 2012 EGE-HAINA (Barahona) Turbina a Vapor 53.00 Operando
≤ 2012 EGE-HAINA (Haina TG) Turbina a Gas 100.00 Operando
≤ 2012 EGE-HAINA (Sultana/Quisqueya) Motor Combustión 301.84 Operando
≤ 2012 EGE-ITABO (Itabo 1 y 2) Turbina a Vapor 260.00 Operando
≤ 2012 PVDC (Barrick) Motor Combustión 225.24 Operando
≤ 2012 GPLV Motor Combustión 199.14 Operando
≤ 2012 LAESA Motor Combustión 110.54 Operando
2016 LEAR INVESMENTS Motor Combustión 101.48 Operando
2016 ELECTRONIC J.R.C. (Monte Plata) Solar Fotovoltaica 30.00 Operando
2017 DOMINICAN POWER PARTNERS (DPP) Ciclo Combinado 359.25 Operando
2017 SAN PEDRO BIO-ENERGY Turbina a Vapor 30.00 Operando
2018 MONTECRISTI SOLAR FV Solar Fotovoltaica 50.60 Operando
2019 AGUA CLARA, S.A. Eólica 52.50 Operando
2019 PARQUES EÓLICOS DEL CARIBE Eólica 52.50 Operando
2019 WCG ENERGY (Canoa) Solar Fotovoltaica 49.88 Operando
2020 PUNTA CATALINA (1 y 2) Turbina a Vapor 782.00 Operando
2021 SEABOARD (Estrella del Mar 3) Ciclo Combinado 150.25 Operando
2021 EGE-HAINA (Girasol) Solar Fotovoltaica 100.00 Operando
2022 AES DOMINICANA RENEWABLE Solar Fotovoltaica 100.00 Operando
2023 KARPOWERSHIP (KPS) Motor Combustión 188.66 Operando
2023 SIBA ENERGY CORPORATION Turbina a Gas 191.48 Operando
2024 EFD ECOENER FOTOVOLTAICA Solar Fotovoltaica 80.00 Operando
2024 DESARROLLOS FOTOVOLTAICOS Solar Fotovoltaica 50.00 Operando
2024 KOROR BUSINESS (El Soco) Solar Fotovoltaica 50.00 Operando
2024 MARANATHA ENERGY Solar Fotovoltaica 10.00 Operando
2024 PHINIE & CO (Los Negros) Solar Fotovoltaica 17.00 Operando
2024 GRUPO EÓLICO DOMINICANO (Exp.) Eólica 15.60 Operando
2025 (13-ene) WASHINGTON CAPITAL 2 Solar Fotovoltaica 50.00 Entrada 2025
2025 (13-ene) WASHINGTON CAPITAL 3 Solar Fotovoltaica 50.00 Entrada 2025
2025 (06-may) COTOPERÍ I Solar Fotovoltaica 48.06 Entrada 2025
2025 (06-may) COTOPERÍ II Solar Fotovoltaica 48.06 Entrada 2025
2025 (07-may) COTOPERÍ III Solar Fotovoltaica 48.06 Entrada 2025
2025 (02-jul) COASTAL Solar Fotovoltaica 110.00 Entrada 2025
2025 (19-jul) LUCILA Solar Fotovoltaica 10.30 Entrada 2025
2025 (29-jul) PERAVIA II Solar Fotovoltaica 70.00 Entrada 2025
2025 (06-ago) CUMAYASA 4 Solar Fotovoltaica 50.00 Entrada 2025
2025 (13-ago) PERAVIA I Solar Fotovoltaica 70.00 Entrada 2025
2025 (18-ago) MARTÍ Solar Fotovoltaica 43.00 Entrada 2025
2025 (05-sep) ENERGAS 4 Motor Combustión 130.00 Entrada 2025
2025 (16-sep) POWERSHIP AZUA KPS 56 Motor Combustión 65.00 Entrada 2025
2025 (10-oct) POWERSHIP AZUA KPS 01 Motor Combustión 230.00 Entrada 2025
2025 (24-oct) PAYITA 1 Solar Fotovoltaica 50.00 Entrada 2025
2025 (08-nov) PARQUE EÓLICO ESPERANZA Eólica 49.50 Entrada 2025
2025 (11-nov) SIBA CICLO COMBINADO (2 TV) Ciclo Combinado 77.80 Entrada 2025

 

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Con más de 3600 MW en operación, Colombia rompe récords y se prepara para la subasta de largo plazo

Colombia superó los 3600 MW de capacidad renovable entre proyectos en operación y en pruebas, lo que representa un 15,6 % de la matriz eléctrica nacional. El salto, impulsado por la estrategia 6GW+ del Ministerio de Minas y Energía, significó un cambio estructural para un país que en 2022 apenas contaba con 200 MW en energías limpias.

Ahora, con parte de su pipeline de proyectos ralentizado y una meta aún distante, el Gobierno se prepara para lanzar en febrero una nueva subasta de largo plazo, exclusivamente renovable. Será la primera licitación de este tipo bajo la administración de Gustavo Petro y apunta a reactivar inversiones, ampliar el parque generador y aumentar la resiliencia del sistema.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, aseguró que “estamos cambiando la matriz eléctrica con decisiones firmes y reglas claras. Democratizamos la generación y llevamos energías limpias a regiones históricamente excluidas”. La estrategia, según detalló, incluyó medidas clave como la liberación de puntos de conexión, licencias ambientales más eficientes y el fomento a la autogeneración distribuida.

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Entre los proyectos más relevantes que entraron recientemente se destacan el parque solar Guayepo (486 MW) y La Loma (187 MW). A la vez, la energía eólica comienza a ganar tracción en regiones del norte del país, mientras el componente solar lidera el crecimiento por volumen y viabilidad técnica.

Sin embargo, el avance no fue suficiente para cumplir los objetivos establecidos para el cierre de 2025. Según datos oficiales, la capacidad instalada quedó 2000 MW por debajo de lo previsto, lo que obliga a tomar decisiones rápidas para evitar riesgos de suministro a mediano plazo.

La nueva subasta buscará dar respuesta a ese escenario. El esquema incluirá bloques horarios, franjas específicas para energía solar y, por primera vez, condiciones para proyectos con almacenamiento en baterías. Además, se esperan mecanismos contractuales más flexibles, tanto para adjudicatarios como para posibles compradores institucionales o privados.

El Gobierno confía en que este mecanismo no solo movilizará capital, sino que también generará señales claras de confianza al mercado. “Sin reglas estables, acceso claro a la red y plazos realistas, el riesgo percibido continúa siendo alto”, advirtió Palma.

Desde el Comité 6GW+, la licitación se enmarca en una visión de política pública que integra seguridad energética, justicia social y acción climática. La meta es sostener el ritmo de incorporación renovable, pero con criterios de inclusión territorial, participación ciudadana y estabilidad regulatoria.

Con más de 3600 MW sumados en menos de cuatro años, Colombia confirmó que tiene capacidad técnica, empresarial y política para transformar su matriz. La nueva subasta será el próximo termómetro para saber si ese impulso se mantiene y se profundiza en el tiempo.

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Acciona pone en servicio en Chile el primer grupo eléctrico cero emisiones en base a hidrógeno

ACCIONA ha iniciado la operación en Chile del primer grupo electrógeno cero emisiones basado en pila de combustible de hidrógeno, aprobado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Esta iniciativa pionera forma parte de un proyecto piloto que la compañía ha implementado para sustituir el uso de grupos electrógenos diésel, mediante soluciones energéticas libres de emisiones, en las obras de ampliación del embalse Carén ejecutadas para la División El Teniente de Codelco.

El equipo, desarrollado y fabricado por la empresa francesa EODev y distribuido en Chile por KH2, es el primero en su tipo que se utiliza en el país para el suministro energético “off-grid” con equipos basados en hidrógeno.

La implementación de esta tecnología permitirá la reducción trimestral de 5.067 litros de combustible fósil, lo que supondrá evitar la emisión de unas 13,6 toneladas de CO2 a la atmósfera, durante este período.

De esta forma, ACCIONA se convierte en la primera empresa en incorporar este tipo de tecnología cero emisiones en la industria de la construcción nacional, respondiendo así a su objetivo de reducir el impacto ambiental de sus proyectos y descarbonizar sus obras.

La reducción de emisiones en el suministro eléctrico en la construcción está cobrando cada vez mayor relevancia y, por tanto, la adopción de nuevas tecnologías y soluciones que apoyen a la descarbonización de las obras en ejecución es una prioridad para la compañía a nivel global.

ACCIONA cuenta con amplia experiencia en la adopción de sistemas electrógenos cero emisiones basadas en pila de hidrógeno. En un proyecto piloto implementado durante la construcción del Recinto Penitenciario Norte III en San Sebastián, la compañía consiguió operar una grúa torre a partir de un generador eléctrico portátil cero emisiones basado en hidrógeno; y en la construcción de la carretera Nuevo Acceso a Alcalá del Valle, en Cadiz, utilizó un grupo electrógeno basado en pila de combustible de H2, alimentado a partir de metanol verde reformado “in-situ”.

Luego, en 2024, ACCIONA adquirió un grupo electrógeno GEH2® cero emisiones basado en pila de combustible de hidrógeno, tras testearlo en las obras de ampliación del Puente Centenario de Sevilla, convirtiéndola en la primera empresa española de construcción en incorporar este tipo de tecnología cero emisiones en una obra.

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CNEE anuncia ajuste tarifario para el trimestre febrero–abril 2026 en Guatemala

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), en cumplimiento de lo establecido en la Ley General de Electricidad, realizó la revisión trimestral de los costos reales de compra de potencia y energía eléctrica efectuados por las distribuidoras EEGSA, DEOCSA y DEORSA durante los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2025. Como resultado de este análisis técnico, se aprobaron los ajustes a las tarifas del servicio de distribución final que estarán vigentes del 1 de febrero al 30 de abril de 2026 para los usuarios regulados.

El comportamiento de las tarifas responde a factores técnicos y económicos propios del funcionamiento del sistema eléctrico nacional. Durante octubre se registró el punto más alto de generación hidroeléctrica; sin embargo, en noviembre y diciembre se observó una disminución progresiva, asociada a la transición estacional del período lluvioso hacia la época seca. Esta reducción fue compensada por un incremento en la generación térmica, lo que permitió garantizar el abastecimiento de la demanda eléctrica. Asimismo, inciden variables como la fluctuación en los precios internacionales de los combustibles, factores macroeconómicos y la dinámica de los contratos de suministro vigentes para cada distribuidora.

En cuanto a la Tarifa Social, que beneficia a aproximadamente 3,8 millones de familias guatemaltecas —equivalentes al 94% de los usuarios del país—, el ajuste refleja estabilidad. Para el trimestre febrero–abril de 2026, DEOCSA y DEORSA registran una reducción del 0.5%, situando sus tarifas en Q2.05 y Q1.98 por kWh, respectivamente. Por su parte, EEGSA mantiene su tarifa en Q1.42 por kWh, sin variación respecto al trimestre anterior. Los usuarios que se mantienen dentro de los rangos de consumo establecidos por el INDE continúan siendo beneficiarios del subsidio que otorga el Gobierno de la República, favoreciendo mensualmente a más de 2,2 millones de familias.

En lo que respecta a la Tarifa No Social, aplicable a aproximadamente 300 mil usuarios (6% del total nacional), también se observan variaciones moderadas. DEOCSA presenta una reducción del 0.7%, mientras que DEORSA disminuye 0.5%. En ambos casos, los ajustes responden a la estructura contractual y a las condiciones específicas de abastecimiento de cada distribuidora. EEGSA no presenta cambios en esta categoría.

La CNEE subraya que este ajuste tarifario trimestral evidencia la madurez y solidez del sistema eléctrico guatemalteco, en el que la regulación técnica y la diversificación de la matriz energética han permitido mantener tarifas estables y previsibles para los usuarios regulados durante los últimos años.

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Nación oficializó la baja de retenciones al petróleo convencional

El Gobierno nacional oficializó la reducción de los derechos de exportación aplicados al petróleo crudo convencional mediante el Decreto 59/2026, publicado el jueves 29 de enero en el Boletín Oficial.

Entre los considerandos de la norma se hace referencia a los acuerdos suscriptos entre las provincias y la Nación. Fue el 18 de noviembre cuando se firmó un acuerdo para la eliminación de las retenciones a la exportación de hidrocarburos convencionales, iniciativa que contó con el acompañamiento de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y de las principales operadoras de la Cuenca Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz), y Austral.

En ese marco, el decreto no solo formaliza la baja del tributo nacional, sino que hace efectivo el mecanismo de corresponsabilidad, mediante el cual las empresas operadoras deberán destinar los ingresos adicionales resultantes de la eliminación del gravamen a la ejecución de inversiones incrementales en la cuenca, con foco en la reactivación de equipos, la recuperación de pozos y el sostenimiento de los niveles de producción.

El Decreto 59/2026 modifica el esquema de cálculo de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, comprendido en la posición 2709.00.10 de la Nomenclatura Común del Mercosur. La norma fija, a los fines del cálculo, un Valor Base (VB) de U$S 65/barril y un Valor de Referencia (VR) de U$S 80/barril sobre la cotización del “ICE Brent primera línea”.

Con esos parámetros, el decreto determina que la alícuota será 0 % cuando el Precio Internacional (PI) sea igual o inferior al VB, y será 8 % cuando el PI sea igual o superior al VR. Para el tramo intermedio, cuando el PI resulte superior a U$S 65 e inferior a U$S 80, la norma mantiene un esquema de alícuota variable definida por una fórmula en el texto del decreto.

La medida consolida un esquema de esfuerzos compartidos, orientado a sostener la producción y el empleo en las cuencas maduras, a la vez que define nuevos valores de referencia para el crudo convencional que implican, en las condiciones actuales, la eliminación del impacto de las retenciones —anteriormente del 8 %—, constituyendo una respuesta concreta a un reclamo histórico.

Al respecto, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que la decisión “es el resultado de un trabajo técnico e institucional que venimos sosteniendo, aportando diagnósticos, información productiva y propuestas concretas para revertir la pérdida de competitividad del crudo convencional”, y precisó que “solamente en el último año, las retenciones representaron para nuestra provincia una pérdida de 240 millones de dólares y de 370 millones de dólares para la totalidad de la cuenca”.

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Rige el esquema “Con y Sin” subsidio para usuarios de electricidad en el AMBA

El ministerio de Economía activó, con vigencia desde el 16 de enero último, el nuevo esquema de subsidios tarifarios parciales, y a la baja, para los usuarios de electricidad en el AMBA, a cargo de las distribuidoras Edenor y Edesur.

A través de las resoluciones 21 y 22/2026 el Ente Nacional Regulador de la Electricidad resolvió sustituir los cuadros tarifarios de los usuarios Nivel 1, Nivel 2, y Nivel 3 (categorías según ingresos mensuales y situación patrimonial)(R-842/2025) por los nuevos cuadros tarifarios para los usuarios Con Subsidios y Sin Subsidio, que las distribuidoras aplicarán en las facturas desde las las Cero Horas del 16 de enero.

Asimismo, el ENRE, intervenido por Néstor Lamboglia, sustituye las tarifas que fueran aprobadas por dicha resolución también para los clubes de barrio y de pueblo (CdeByP) y para las Entidades de Bien Público.

Además, sustituye desde ésa fecha las tarifas de inyección aplicables a los Usuarios-Generadores residenciales, por otras que en todos los casos se detallaron en respectivos anexos a la R-21 y R-22 ya oficializadas.

Las dos distribuidoras del AMBA deberán publicar los nuevos cuadros, dentro de los próximos cinco días, en por lo menos DOS (2) diarios de mayor circulación de su área de concesión.

En los considerandos de las dos resoluciones se hace referencia a que “el Decreto 943 del 31 de diciembre de 2025, unifica los subsidios energéticos de jurisdicción nacional creando, a tal fin, el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que incluirá al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, para asegurar que los Usuarios Residenciales Vulnerables accedan al consumo energético indispensable”.

La medida restrictiva afectará principalmente a usuarios Residenciales de ingresos medios (ex Nivel 3).

El decreto 943/2025 establece los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica que serán subsidiados: a) TRESCIENTOS KILOVATIOS HORA (300 kWh) para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año y; b) CIENTO CINCUENTA KILOVATIOS HORA (150 kWh) para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año.

Asimismo, mediante dicho decreto determina en el Anexo II, las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, por los consumos base que se realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen SEF.

A modo de referencia cabe indicar que un usuario de Edesur Residencial R4 Sin subsidio, con un consumo de entre 501 y 600 kWh al mes, pagará un Cargo Fijo de $ 15.616 y un Cargo Variable de $ 128,62 por kWh.

La misma categoría de usuario Residencial (R4) pero Con subsidio, pagará el mismo importe como Cargo Fijo ($ 15.616) ,pero el Cargo Variable por los primeros 300 kWh mensuales se cobrará a $ 57,79 el kwh, y el consumo excedente a $ 128,62 el kWh.

Para el caso de un usuario Residencial (R4) de Edenor Sin subsidio, el Cargo Fijjo es de $ 15.853 y el Cargo Variable es de $ 128,44 el kwh. Pero para la misma categoría Residencial (R4) Con subsidio, el Cargo Fijo será de $ 15.853 mientras que el Cargo Variable se calculará a $ 57,45 para los primeros 300 kWh y el excedente a $ 128,44 el kWh.

A su vez, el mismo decreto dispone que durante el año 2026 se aplicará, para los usuarios de electricidad que resulten beneficiarios del SEF, una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 %, que se adicionará a la bonificación general establecida en el artículo 7 del D-943. Ello, “a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios y la reducción progresiva de la bonificación extraordinaria a aplicar entre enero y diciembre de 2026”.

La Secretaría de Energía podrá modificar el porcentaje de la bonificación extraordinaria en función de la evaluación de las necesidades de los usuarios, siempre que no supere la alícuota del 25 por ciento.

Asimismo, el artículo 9 del decreto 943 dispone que las bonificaciones respecto del PEST, se aplicará para la totalidad del volumen consumido por las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables (Leyes 27.098 y 27.218).

Así las cosas, entonces el ENRE calculó y publicó en anexos de las R-21 y R-22/2026 los cuadros tarifarios y tarifas que EDESUR S.A. y Edenor S.A. deben aplicar a partir del 16 de enero de 2026; a saber: a) Cuadro tarifario para los usuarios Residenciales Sin subsidio y Con subsidio; b) Las tarifas para los Clubes de Barrio y de Pueblo (CdByP) que integran el listado que confecciona el Ministerio de Turismo y Deportes; las tarifas de las Entidades de Bien Público, y c) Las tarifas de inyección aplicables a los Usuarios-Generadores.

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Retenciones al crudo convencional: cuando la cotización del barril perfore los 65 dólares no habrá que pagar, pero no se eliminan

El Poder Ejecutivo oficializó un nuevo régimen de derechos de exportación destinado exclusivamente al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, a través del decreto 59/2026. La normativa busca dotar de mayor competitividad a un sector que enfrenta un «declino estructural» debido al agotamiento natural de las áreas y al incremento de los costos operativos en la Argentina.

Si bien el nuevo esquema supone en los hechos una baja respecto de los valores vigentes actualmente, no implica la eliminación de retenciones como habían anunciado en noviembre el ministro de Economía, Luis Caputo, y el ahora jefe de Gabinete, Manuel Adorni. De hecho, con la cotización de US$ 68 que registró el barril de crudo Brent este jueves la retención no será cero.

El jefe de Gabinete, Manuel Adorni, anunció en X la quita de las retenciones de crudo para las cuencas maduras cuando era vocero, pero la medida oficializada este jueves no implica su eliminación.

Los nuevos valores de los derechos de exportación

Si el precio internacional basado en el promedio del Brent se sitúa por debajo de los US$65, la alícuota de exportación será del 0%. En el extremo opuesto, si el precio iguala o supera los 80 dólares, se aplicará un derecho del 8%. Para valores intermedios, se utilizará una fórmula polinómica de ajuste.

Esta adecuación técnica representa un alivio fiscal en comparación con el régimen anterior, que fijaba 0% si la cotización del barril perforaba los US$45 y saltaba al 8% recién cuando superaba el techo de US$60. Según los considerandos de la norma, este cambio responde a acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz.

Sin embargo, el Gobierno se mantiene en la postura de no reducir las retenciones para las exportaciones del shale oil, es decir proveniente del no convencional neuquino. Así lo había adelantado el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, al participar a comienzos de diciembre en el Energy Day de EconoJournal.

González aseguró en diciembre que no habrá por el momento baja de reteciones al shale oil, pero días después anunció el RIGI para el upstream.

González afirmó que «el Gobierno no va a reducir las retenciones al petróleo no convencional de manera inmediata, más allá de la certeza de que es un mal impuesto«. Esa posibilidad, reseñó el funcionario, está supeditada a que el país crezca y se siga atacando el gasto público para seguir reduciendo gravámenes.

Por el contrario, el objetivo central de la medida de hoy no solo responde al reclamo de los gobernadores por el declino natural, sino también por la caída de los precios internacionales que recorrió todo 2025. De esta manera se busca acompañar los esfuerzos provinciales, que ya incluían reducciones en regalías y cánones para preservar la continuidad de las empresas, las inversiones y el empleo en áreas maduras.

Fórmulas y controles

Para garantizar la transparencia en la aplicación del beneficio, la Secretaría de Energía determinará los volúmenes correspondientes mediante el cálculo del porcentaje de producción convencional sobre el total de cada área de concesión. La normativa entrará en vigencia plena una vez que se dicten las reglamentaciones complementarias, para lo cual la autoridad de aplicación dispone de un plazo máximo de 60 días.

Para la determinación de la alícuota, el decreto prevé tres escenarios posibles basados en el Precio Internacional (PI) que publicará mensualmente la Secretaría de Energía. Se fija una alícuota del 0 % cuando el PI sea igual o inferior al valor base de 65 dólares, y un tope del 8 % cuando el PI alcance o supere los 80 dólares.

En el caso de que el precio se ubique entre ambos valores, se aplicará una fórmula matemática específica que permite una transición proporcional del tributo, evitando saltos bruscos en la carga fiscal durante las fluctuaciones del mercado global.

Este diseño asegura que la carga tributaria escale de forma progresiva a medida que mejora el precio, evitando que un pequeño incremento en la cotización internacional licue la rentabilidad por un salto brusco de impuestos. En el gobierno se planteaba como una herramienta de sintonía fina para proteger el flujo de caja en pozos de baja productividad.

El antecendete del acuerdo

La medida es resultado del acuerdo inicial que firmó el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea.

Con la presencia del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro del Interior, Diego Santilli, se evidenció que el acuerdo incluía la necesidad de sumar apoyos en el Congreso para aprobar distintas reformas que impulsa el gobierno.

Santilli, Adorni, Torres, Caputo y Ormachea, en la firma del acuerdo que llevó a la modifiacción del esquema de retenciones.

El gobernador Torres detalló que la medida tendrá un impacto estimado de US$ 370 millones que se reinvertirán en la industria: «Esto significa más actividad, más producción y, sobre todo, más empleo para miles de familias que viven del trabajo energético en nuestra provincia», dijo en aquella oportunidad. 

Chubut, por su parte, se comprometía a trabajar en un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos. Días después se sumaron al acuerdo las provincias de Santa Cruz y de Neuquén, en similares condiciones.

, Redacción EconoJournal

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YPF llega con el autodespacho a 100 estaciones en todo el país

Con la puesta en funcionamiento del sistema de autodespacho en la estación de servicio de Famaillá, en Tucumán, YPF alcanzó las 100 estaciones con esta modalidad en todo el país. Este hito consolida la transformación de su red y eleva el estándar de la experiencia de sus clientes, a través de personal capacitado y procesos homogéneos que aseguran una operación consistente en toda la red.

Las 100 bocas de expendio habilitadas forman parte de un despliegue federal que abarca puntos en casi todas las provincias del país, a excepción de Buenos Aires, La Pampa y Jujuy, en donde rigen marcos normativos que impiden la implementación del sistema.

“Alcanzar 100 estaciones con autodespacho es un hito concreto dentro de nuestro Plan 4×4. Marca el rumbo de la YPF que queremos: una compañía moderna, competitiva y enfocada en la experiencia del cliente. Logramos escalar un sistema ágil y seguro, que convive con la atención tradicional”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

La modalidad de autodespacho fue muy bien recibida por parte de los usuarios: el 86 % volvería a usar el sistema, el 74 % calificó la experiencia con la máxima puntuación y el 73 % completó la carga en menos de 5 minutos, destacando simplicidad, agilidad y el control que ofrece la operación a través de la App YPF, indicó la Compañía.

La puesta en marcha del autodespacho en cada estación se realizó de manera progresiva y siguiendo criterios estrictos de seguridad. Cada punto fue acondicionado con señalización clara, demarcación en piso y un QR ubicado a la altura de la ventanilla para facilitar el inicio de la operación desde la App. Además, se incorporaron elementos de asistencia al usuario.

La nueva modalidad convive con la atención tradicional, ofreciendo libertad de elección al cliente. El personal de playa mantiene un rol clave como facilitador multicanal, brindando asistencia cuando sea necesario, se indicó.

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Vaca Muerta: cuáles son los desafíos y qué pasará con el precio del crudo

El costo de financiamiento en Argentina sigue siendo elevado frente a otros plays de shale, aunque con perspectivas de mejora si se materializa una caída del riesgo país

Vaca Muerta ha demostrado que puede escalar producción de forma consistente y eficiente, lo que confirma la madurez operativa del play. Sin embargo, para dar un salto significativo en producción se requiere un entorno que permita sostener inversiones.

Si bien la rentabilidad del shale argentino sigue siendo interesante por su perfil de calidad de crudo y eficiencia operativa alcanzada (con precios de break-even que se ubican en torno a 45 dólares por barril), los niveles más bajos de precio del crudo comprimen márgenes y, por ende, la generación de flujo de caja que se puede reinvertir.

Además, el costo de financiamiento en Argentina sigue siendo elevado frente a otros plays de shale, aunque con perspectivas de mejora si se materializa una caída del riesgo país.

Hay un factor que es prometedor, pero que aún requiere consolidación, que es la expansión y mejora de la infraestructura. En este rubro, VMOS es un pilar clave y representa una palanca fundamental para Vaca Muerta, al reducir costos de evacuación, facilitar el acceso a mercados internacionales y mejorar su competitividad. Pero es necesario continuar avanzando, por ejemplo, en mejoras viales que contribuyan a la reducción de costos logísticos de operación.

Por último, la eficiencia de capital y los costos de desarrollo de pozos siguen siendo áreas con espacio de mejora. Si bien la industria ha avanzado, los costos locales y la menor escala de actividad comparado con cuencas como el Permian generan desventajas estructurales. Esto implica que la presión por seguir reduciendo costos es constante para sostener un ritmo de expansión atractivo, especialmente en escenarios de mayor exigencia de precios.

Leonardo De Lella, managing director & partner de BCG

Vaca Muerta: el impacto real de Venezuela en el corto y largo plazo

Es importante tomar las proyecciones del precio del petróleo con cautela y observar las señales de mercado (como inventarios, balances de oferta y demanda o movimientos de cargas y diferenciales) que suelen anticipar cómo se ajusta la dinámica real de oferta global.

En cuanto al precio internacional, si bien el Brent ha mostrado cierta resistencia por encima de US$ 60/bbl, los precios más bajos pueden generar menor generación de caja para reinversión, lo que puede llevar a una desaceleración del ritmo de crecimiento de producción.

En cuanto al escenario venezolano, pese a contar con una de las mayores reservas de crudo del mundo, la infraestructura productiva de Venezuela está deteriorada y el crecimiento de producción requiere inversiones significativas y tiempo antes de que volúmenes relevantes puedan fluir al mercado global.

Incluso bajo escenarios de normalización de políticas y entrada de capital externo, los incrementos productivos serán graduales y se extenderán por varios años.

La reapertura de exportaciones hacia refinerías del Golfo de EE. UU. en el corto plazo podría llevar a que se amplíen diferenciales entre crudos pesados y livianos, aunque también podría generar presión bajista sobre los precios de crudos livianos, debido a una mayor exportación del shale estadounidense. De todos modos, el impacto global de Venezuela en términos volumétricos (especialmente en el corto plazo) es limitado lo que modera la posibilidad de impactos abruptos sobre los precios.

En consecuencia, el impacto de Venezuela sobre Vaca Muerta probablemente será modesto, en el corto plazo más asociado a cambios en las dinámicas de diferenciales y decisiones de mezcla de refinerías que a un shock de oferta abrupto. Además, el grueso del desarrollo de Vaca Muerta está impulsado por compañías argentinas, con menor exposición a decisiones estratégicas de reasignación de capital por parte de grandes empresas internacionales.

En este escenario global, Vaca Muerta, apoyándose en el excelente perfil geológico y eficiencias operativas, debe seguir avanzando en la mejora de infraestructura y de la competitividad en el costo de los pozos que le permitan reducir sus puntos de equilibrio y seguir desbloqueando su potencial, incluso en contextos más exigentes.

(*) Por Leonardo De Lella, managing director & partner de BCG

, Leonardo De Lella

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MetroGAS y Capital Humano impulsan la formación de nuevos gasistas matriculados

La distribuidora MetroGAS firmó un convenio con el Ministerio de Capital Humano de la Nación para impulsar la capacitación profesional de personas con conocimientos en la industria del gas que deseen iniciar su actividad laboral como gasistas matriculados y que busquen fortalecer, así, el empleo calificado y la seguridad en las instalaciones de gas natural.

El acuerdo fue firmado por la ministra Sandra Pettovello y por el director general de
MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, y contempla la implementación del curso
“Instalando Calor Seguro”, un programa que la empresa implementó hace ya 11 años y lo llevan adelante capacitadores voluntarios de la principal distribuidora de gas del país.

“Para MetroGAS es un orgullo ser referente en este tipo de capacitaciones. Este convenio
forma parte de un camino para fortalecer la articulación público-privada y generar oportunidades de formación y empleo de calidad”, destacó Mazzucchelli tras la
firma del convenio.

La capacitación tiene como objetivo transferir conocimientos técnicos y profesionales
vinculados con las instalaciones internas de gas natural, brindando herramientas
concretas para mejorar la empleabilidad de los participantes.

El curso se dictará de manera presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios
que el Ministerio de Capital Humano reacondicionó de lo que fue el Instituto Garrigós,
ubicado en el barrio porteño de La Paternal, y se desarrollará a lo largo de cuatro semanas, entre los meses de enero y febrero.

El programa contempla cinco módulos obligatorios y un sexto módulo optativo, con
clases orientadas a contenidos técnicos, normativos y de buenas prácticas profesionales.

Al finalizar el curso, los asistentes contarán con los conocimientos necesarios para
decidir la tramitación de la matrícula de gasista de segunda y/o tercera categoría,
habilitante para realizar trabajos bajo condiciones seguras y confiables. Quienes quieran
avanzar con la matriculación, deben acercarse luego a algún Centro de Formación
Profesional de cada municipio o en la Ciudad de Buenos Aires para obtener el título
habilitante.

Hace más una década que MetroGAS lleva adelante “Instalando Calor Seguro”, un
programa de prácticas profesionalizantes que promueve una formación técnica, ética y
orientada al servicio, que fue diseñado en un principio para capacitar a estudiantes del
último año de escuelas técnicas del área de distribución de la empresa, que comprende
la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano bonaerense.

Desde que está en vigencia, el programa alcanzó a más de 8.400 estudiantes de 264
escuelas, gracias a los casi 300 voluntarios que participaron y llevaron adelante más de
500 talleres.

Los resultados de la edición 2024 reflejan el impacto positivo de la iniciativa en la
orientación laboral y el acceso a nuevas oportunidades: el 85,6 % de los participantes
consideró que la capacitación representa una salida laboral concreta como gasista
matriculado, mientras que el 89 % desconocía que podía tramitar la matrícula profesional
a partir de su título secundario.

Acerca de MetroGAS

Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee (2.250.000 aproximadamente) es la tercera distribuidora de Sudamérica.

Su área de cobertura abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

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CEA-Informe: Cuatro de cada 10 MWh consumidos en el país ya se cubren con renovables

Durante 2025, las energías renovables cubrieron el 40,21 % de la demanda eléctrica nacional, consolidando su aporte estructural a la matriz energética argentina. Esto significa que, de cada 10 MWh consumidos en el país, 4 MWh fueron abastecidos con energía renovable, describió la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables al dar a conocer los principales indicadores de generación renovable de 2025, en base a datos oficiales de CAMMESA.

En ese contexto, los socios de la CEA registraron 16.284 GWh, equivalente al 68,8 % de la generación nacional eólica y solar, y por décimo año consecutivo mantuvieron un rol protagónico en el desarrollo del sector, reafirmando el liderazgo de la Cámara como espacio representativo del sector y su cadena de valor en Argentina, se indicó.

En 2025, la generación renovable alcanzó un total de 56.799 GWh. Asimismo, la demanda total de energía eléctrica alcanzó 141.249,245 GWh y la generación renovable permitió cubrir el 40,21 % de dicha demanda.

En cuanto a la composición tecnológica de la matriz renovable 2025, el aporte se explicó principalmente por:
● 52,2 % Hidro > 50 MW
● 2,5 % Hidro < 50 MW (Pequeños aprovechamientos hidráulicos)
● 33,4 % Eólica
● 9,2 % Solar
● 2,8 % Bioenergías (Biomasa + Biogás)

En paralelo, el desempeño del sector energético continuó consolidándose como motor de la actividad económica y del comercio exterior. Según destacó el Ministerio de Economía, 2025 marcó un récord histórico del saldo comercial energético, con el superávit de U$S 7.815 millones, y exportaciones también récord por U$S 11.086 millones.

Cabe señalar que del superávit comercial energético superior a los siete mil millones de dólares, aproximadamente un 20 % se explica por el desplazamiento de generación térmica basada en gasoil y fuel oil hacia energías renovables no convencionales.

Si bien el saldo comercial positivo está fuertemente asociado al crecimiento de Vaca Muerta, resulta relevante destacar que el sector de las energías renovables también ha contribuido de manera significativa a este resultado, particularmente a través de la reducción de importaciones de combustibles líquidos para la generación de electricidad.

Durante 2025, el sector renovable también avanzó en la consolidación de su crecimiento mediante el ingreso en operación de nueva capacidad instalada: se incorporaron 738 MW de nueva potencia renovable.

En particular, se registró la entrada en operación de nuevos proyectos solares, eólicos y de bioenergía en distintas provincias del país, mediante contratos MATER, RenovAR y RenMDI, entre otros esquemas.

Entre las incorporaciones del año se destacan desarrollos solares en Mendoza (Anchoris y Los Molles), Chaco (La Perla, Charata y Villa Ángela), Córdoba (Villa de María Río Seco) y Salta (Granja Solar San Carlos), así como proyectos eólicos en Buenos Aires (La Rinconada y Vientos Olavarría) y centrales de biomasa en Corrientes y Misiones.

La CEA destacó además el fortalecimiento de la cadena de valor renovable, integrada por desarrollo de proyectos, ingeniería, logística, proveedores técnicos e industriales, operación y mantenimiento, monitoreo y digitalización, con impacto directo en empleo calificado, inversión y desarrollo territorial.

De cara a 2026, la Cámara remarcó la importancia de sostener el crecimiento del sector con reglas previsibles, planificación de infraestructura eléctrica y fortalecimiento continuo de la cadena de valor local.

Acerca de CEA:
La CEA es una organización que representa a las empresas y actores clave en la generación y cadena de valor de las energías renovables en Argentina. Desde su creación, la CEA impulsa la transición energética del país, promoviendo el desarrollo de tecnologías limpias y colaborando en el diseño de políticas que apoyen un futuro sostenible.

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Trasnoa: Salta, Jujuy y Tucumán denuncian a la transportista ante el ENRE por cortes reiterados en las provincias

Tres provincias reclamaron al ENRE una auditoria al desempeño de la transportista eléctrica Transnoa a la que acusan de «desidia y abandono».

Los organismos reguladores de servicios públicos de Salta, Jujuy y Tucumán elevaron una denuncia ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) contra la empresa Transnoa S.A. Las causas de la demanda son una serie de fallas críticas en el sistema de transporte que afectaron a cerca de un millón de usuarios la tercera semana de enero.

La presentación está dirigida al interventor del organismo nacional, Néstor Lamboglia. En la misma se solicita la apertura de un proceso sancionatorio, una auditoría de activos y la exigencia de un plan de contingencia inmediato frente a lo que consideran una vulneración sistemática de los parámetros de calidad del servicio.

Los firmantes del reclamo, al que tuvo acceso EconoJournal, son el presidente del Ente Regulador de Servicios Públicos (ENRESP) de Salta, Carlos Saravia; y el interventor del Ente Único de Control y Regulación de Servicios Públicos de Tucumán (ERSEPT), José Ascarate. También firman el Secretario de Energía de Jujuy, Mario Pizarro, y el vocal de la Superintendencia de Servicios Públicos de la provincia, Leopoldo Montaño.

«Solicitamos de manera urgente se inicien los procesos sancionatorios y se impongan las penalidades correspondientes (…) por la falta de inversiones y la indisponibilidad de logística de operación y mantenimiento que permita atender las incidencias vinculadas con interrupción del servicio a su cargo en tiempos razonables y expeditivos», se destaca en el escrito.

La denuncia ante el ENRE se fundamenta en tres eventos de gran escala ocurridos entre el 22 y el 24 de enero de 2026 en las provincias del NOA. «Esos incidentes -a criterio de los funcionarios-, expusieron no solo fallas en la infraestructura, sino también una deficiente capacidad de respuesta operativa por parte de la licenciataria».

Los hechos denunciados

En la provincia de Jujuy, el incidente más grave se registró el 22 de enero, afectando a 750.000 usuarios. Según el informe técnico, se produjo una falla estructural en el sistema de alta tensión de 132kv en el tramo San Pedro-Ledesma, provocada por la rotura de aisladores. Las localidades afectadas fueron Libertador General San Martín, Fraile Pintado, Calilegua, Caimancito, Yuto, El Talar, San Pedro y Vinalito.

Más de 900.000 usuarios afectados por los cortes de luz en Salta, Tucumán y Jujuy, por causas que se le atribuyen a deficiencias en el transporte.

En la zona norte de Salta, 90.000 usuarios de los departamentos de Orán, San Martín y Rivadavia sufrieron el 23 de enero cortes que se prolongaron por más de cinco horas por una avería en la Estación Transformadora (ET) Libertador. El documento asegura que «la normalización del servicio sufrió demoras injustificadas por problemas de comunicación interna y al tiempo de desplazamiento de sus equipos técnicos».

Por último, en Tucumán, la interrupción del servicio del 23 de enero afectó a 60.000 usuarios en las localidades de Aguilares, Concepción y zonas aledañas. En este caso, la falla fue provocada por la caída de un árbol sobre una línea de alta tensión, un evento que los reguladores califican como evitable por el incumplimiento de las tareas de mantenimiento.

A partir de los casos recientes, el texto presenta una crítica estructural al modelo de gestión de la transportista. Los denunciantes sostienen que «la situación actual no es una consecuencia de la demanda estacional, sino de una desinversión sostenida en el tiempo«.

Los argumenos de la denuncia

«La situación de desidia y abandono de la empresa Transnoa es tal que hoy pone en riesgo la provisión de agua potable y el funcionamiento de servicios de salud en toda la región«, explicita un fragmento del escrito. Las provincias denuncian que «la transportista opera al límite de la capacidad de sus equipos, muchos de los cuales habrían superado su vida útil técnica».

La presentación conjunta concluye con un petitorio de cinco puntos para la estabilización del nodo NOA. El primero de los reclamos es la realización de una auditoría integral del estado de mantenimiento de todas las líneas de alta tensión y estaciones transformadoras bajo jurisdicción de Transnoa en las tres provincias.

Los denunciantes exigen que el ENRE informe detalladamente las multas aplicadas entre 2019 y 2025. El documento sostiene que «durante la totalidad de los años que abarca este vínculo contractual nunca se le impuso sanción alguna», lo que habría generado un marco de impunidad operativa.

También se solicita la instalación de oficinas comerciales y de atención al público de la transportista en las provincias del NOA y la creación de un link de acceso directo para que los usuarios puedan formular reclamos por deficiencias en el transporte, una herramienta que hoy no existe.

Finalmente, se plantea la necesidad de obligar a la licenciataria a presentar un informe detallado de la infraestructura disponible en las provincias, y un plan de inversiones, con el detalle de un cronograma de renovación de activos y un esquema de contingencia para el resto del periodo estival.

, Ignacio Ortiz

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El relevamiento con 50 proyectos ingresados en tramitación ambiental en España

Energía Estratégica elaboró un informe exclusivo sobre el panorama de las energías renovables y el almacenamiento en baterías en España. El relevamiento registra 50 nuevos proyectos ingresados en tramitación ambiental por un total de 2155,8 MW de nueva potencia ERNC y 485,9 MW BESS.

El informe está disponible de forma gratuita para todas aquellas personas interesadas e incluye análisis especializado y exclusivo, que ofrece datos, cartera de proyectos, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas, en un contexto donde el avance del sector es sostenido, aunque cada vez más condicionado por cuellos de botella regulatorios y de infraestructura.

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Del total relevado, la fotovoltaica concentra el 79% de la potencia renovable tramitada, con 26 parques que suman 1698,5 MW. Mientras que la energía eólica, con una distribución geográfica más amplia pero de menor tamaño individual, aporta 457,3 MW en 9 proyectos

Por su parte, el almacenamiento energético da señales claras de consolidación con 12 proyectos de sistemas BESS que suman 485,9 MW, confirmando su rol estratégico en la arquitectura eléctrica futura.

Los desarrollos solares destacan por su escala, superando en varios casos los 150 MW de capacidad individual. Muchos de ellos integran sistemas híbridos con almacenamiento, una tendencia que se vuelve norma para mitigar riesgos de canibalización de precios, optimizar puntos de conexión y mejorar la eficiencia operativa.

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Este dinamismo se enmarca en un país que, según datos oficiales, incorporó más de 8,8 GW de nueva capacidad renovable en 2025, de los cuales un 88% fue solar fotovoltaica. La cifra refleja tanto la madurez del mercado como el empuje de una política energética que busca cumplir los objetivos del PNIEC revisado, el cual establece 22 GW de almacenamiento operativo para 2030.

Otro aspecto clave resulta en que Energía Estratégica identificó a los principales players del mercado, entre los que se encuentran Iberdrola, Acciona, Naturgy, Endesa (Enel Green Power), Forestalia e Ignis.

Dichas firmas están reconfigurando sus portafolios hacia proyectos híbridos y soluciones de almacenamiento stand-alone, con casi 60 GW de potencia instalada, en construcción o fase de desarrollo que forman parte de amplios objetivos globales hacia las energías verdes.

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Incentivos, barreras y oportunidades: la otra cara del mercado

El reporte también destaca el papel que están jugando los incentivos públicos para sostener el ritmo inversor, con énfasis en el programa FEDER del IDAE, que ya adjudicó 818 millones de euros en ayudas no reembolsables a 126 proyectos de almacenamiento..

Además, el sector está expectante del lanzamiento del mercado de capacidad, cuya primera subasta podría celebrarse en el primer semestre de 2026, en caso de contar con la aprobación de la Comisión Europea. Esta herramienta será clave para generar ingresos estables a largo plazo para proyectos de almacenamiento y generación firme.

Sin embargo, el informe de Energía Estratégica no elude los desafíos, ya que uno de los grandes cuellos de botella están vinculado a la permisología (puede demorar entre 18 y 24 meses) y la saturación de más del 80% de los nudos de la red, lo que limita las nuevas conexiones y obliga a reconfigurar modelos de negocio hacia estructuras híbridas.

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Por otro lado, se abre una nueva frontera energética en los centros de datos, donde ya se han otorgado 12 GW de potencia eléctrica, aunque se espera que solo entre 2 y 3 GW se concreten al 2030. Empresas como Forestalia, Iberdrola y Go Energy lideran acuerdos con operadores como Microsoft, Amazon, Google y Data4, integrando generación renovable, PPAs a largo plazo y soluciones de almacenamiento.

En conclusión, el informe de Energía Estratégica expone una transición energética en marcha, con tecnologías maduras, actores consolidados y un ecosistema de inversión activo pero exigente, donde el almacenamiento y la hibridación se convierten en los pilares clave para la viabilidad futura de los proyectos renovables en España.

Y bajo ese contexto es que el próximo 12 de febrero se llevará adelante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage en la ciudad de Madrid, que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES.

El evento reunirá a cientos de referentes del sector público y privado para abordar cómo avanza la transición energética en la región en un escenario donde se aceleran los marcos regulatorios y se abren nuevas oportunidades de negocio. ¡Entradas disponibles!

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Los centros de datos en México demandarán 1,5 GW y atraerán 18.000 millones de dólares: ¿una oportunidad renovable?

México atraviesa un momento clave en la transformación de su infraestructura energética y tecnológica. La expansión de servicios digitales y la irrupción de la inteligencia artificial están impulsando una carrera por instalar centros de procesamiento a gran escala, cuya operación requerirá hasta 1,5 gigavatios (GW) de energía exclusivamente para centros de datos hacia 2030. El fenómeno promete movilizar más de 18.000 millones de dólares en inversiones en los próximos cinco años, redefiniendo el equilibrio entre demanda eléctrica, sostenibilidad y competitividad regional.

Desde la Asociación Mexicana de Data Centers (MEXDC) advierten que esta evolución solo será viable si se fortalecen las redes de transmisión eléctrica y la disponibilidad energética.

“El país necesita construir la infraestructura de conectividad y suministro con anticipación, o se perderá una oportunidad estratégica para el desarrollo económico y tecnológico”, señalan.

Actualmente, México cuenta con 250 MW en operación y 74 MW en construcción, cifras que apenas representan una fracción de lo que se necesitará hacia el final de la década. La MEXDC estima que para 2030, la potencia total deberá multiplicarse por seis para acompañar la evolución de la infraestructura crítica.

“El reto no es solo energético, también es regulatorio, logístico y ambiental”, destacan desde la asociación.

En cuanto a distribución geográfica, México concentra actualmente 14 centros de datos en operación, según el relevamiento de Data Center Map

Querétaro se posiciona como el epicentro de este ecosistema emergente. De acuerdo con cifras oficiales, la demanda de energía asociada a este tipo de instalaciones ya supera los 200 megavatios (MW), lo que ha impulsado un despliegue acelerado de parques industriales orientados a albergar infraestructura digital.

“La presión sobre la red energética es constante, por eso trabajamos en ampliar la capacidad de suministro”, manifiestan desde la Secretaría de Desarrollo Sustentable de Querétaro. 

 Además, el fenómeno se expande con rapidez hacia regiones como Nuevo León y Jalisco, donde convergen condiciones favorables como conectividad, disponibilidad de suelo y cercanía a nodos industriales.

El despliegue incluye a Microsoft, Google, Amazon, KIO, ODATA/Aligned, Equinix y Ascenty, que ya tienen proyectos activos o en planificación. La escala de estos actores no solo impulsa el crecimiento del sector, sino que introduce nuevos estándares de eficiencia energética y exigencias en materia de sostenibilidad, que presionan al sistema eléctrico mexicano a evolucionar.

En este contexto, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ejecuta obras para reforzar el abastecimiento eléctrico en el Bajío. El objetivo es acompañar la creciente necesidad de potencia derivada de servicios en la nube, inteligencia artificial y edge computing. Desde la empresa estatal confirman que se trata de un movimiento estratégico para consolidar a México como un hub digital regional.

Algunas compañías ya avanzan con proyectos de alto impacto. Scala Data Centers, por ejemplo, anunció una inversión de 80 millones de dólares para construir su primer campus en el país. Ubicado en Querétaro, el nuevo centro contará con una capacidad inicial de 5 MW, escalable a 28 MW, y funcionará 100% con energía renovable certificada.

“Es el primero de varios pasos en nuestra estrategia de expansión sostenible en América Latina”, afirman desde la compañía.

El compromiso ambiental se vuelve central a medida que aumenta el consumo eléctrico. Muchas de las empresas del sector, que previamente prometieron operar con energía verde antes de 2025, enfrentan ahora el desafío de cumplir esa meta en medio de una demanda creciente. El riesgo, advierten algunos analistas, es que la expansión digital termine acelerando el uso de fuentes fósiles si no se garantiza la disponibilidad renovable en tiempo y forma.

Avance renovable en México: planes estatales y privados

Cabe recordar que recientemente el Gobierno mexicano lanzó una convocatoria para actores privados, en la que se adjudicaron más de 3,3 GW de nueva capacidad renovable junto con 1.257 MW en sistemas de almacenamiento (BESS).

Estos proyectos, promovidos por empresas globales como Iberdrola, Sunstone Power —financiada por Copenhagen Infrastructure Partners— y Dhamma Energy, aportarán respaldo al sistema eléctrico en momentos de alta exigencia, como los que generan los centros de datos hiperescala.

Desde el sector público, la CFE también avanza con un plan de expansión que incluye más de 1.500 MW nuevos en generación renovable y almacenamiento, con inversiones superiores a los 29.000 millones de pesos mexicanos.

Entre los proyectos estratégicos se destaca la ampliación del complejo solar de Puerto Peñasco, que alcanzará 1 GW con respaldo en baterías, y nuevos desarrollos híbridos en estados como Coahuila. Además, la empresa estatal tiene 66 proyectos de transmisión calendarizados para el bienio 2025–2026, con el fin de garantizar estabilidad y cobertura en regiones de alta demanda tecnológica.

“La oportunidad está sobre la mesa, pero requiere acción inmediata”, enfatizan desde MEXDC.

La combinación de demanda energética acelerada, inversiones millonarias y presión por descarbonizar plantea un escenario inédito para México: ¿podrá el país traducir esta expansión digital en un motor para acelerar su transición hacia energías renovables?

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BESS en el centro del debate: ¿la clave para frenar el curtailment renovable dominicano?

Durante el año 2025, el sistema eléctrico dominicano vertió un total de 189.057 megavatios hora de energía renovable no convencional, principalmente solar. Esta cifra representó una pérdida económica estimada en 30,25 millones de dólares, o más de 1.935 millones de pesos dominicanos, según un análisis elaborado por AABI Group.

El documento explicó que se trató de energía limpia disponible, que no pudo ser aprovechada por limitaciones técnicas del sistema. Este fenómeno, conocido como curtailment, se consolidó como una de las principales barreras para el aprovechamiento pleno de las renovables en el país.

Uno de los eventos más críticos ocurrió el 25 de diciembre de 2025, cuando se identificó un vertimiento superior a los 1.000 megavatios solares durante el día. Situaciones similares se repitieron el 18 de enero de 2026, con generación solar excedente que no pudo ser inyectada por la operación paralela de centrales térmicas e hidroeléctricas.

AABI Group sostuvo que la infraestructura actual no permite absorber la creciente participación de renovables. “El sistema necesita herramientas de gestión de demanda, almacenamiento y despacho más dinámico si se quiere integrar más energías renovables sin desperdicio”, señaló en su análisis.

República Dominicana le pone reglas al BESS: la opinión del superintendente de Electricidad y el anticipo de una regulación más amplia

Almacenamiento como respuesta estructural

Frente a este panorama, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) propuso implementar sistemas de almacenamiento en baterías tipo standalone BESS, que permitirían capturar la energía renovable no utilizada y liberarla en momentos de mayor demanda.

En el análisis se indicó que “los BESS son fundamentales para reducir el vertimiento y mejorar la eficiencia del sistema eléctrico dominicano”. Además, se planteó que su instalación debe comenzar por las zonas con mayor concentración de proyectos solares.

En términos regulatorios, se mencionó que se están dando pasos para habilitar esta tecnología, aunque su despliegue aún no se concretó. Mientras tanto, el fenómeno del vertimiento mostró un comportamiento creciente a lo largo del año. Octubre, noviembre y diciembre fueron los meses más críticos, con más de 20.000 MWh vertidos cada uno.

El documento advirtió que la tendencia se volvió estructural desde mediados de 2025, en paralelo al ingreso de nueva capacidad renovable sin expansión equivalente en infraestructura de respaldo.

Además del impacto técnico, las pérdidas representan un problema económico para los inversionistas. Según el informe, cada megavatio hora no inyectado implica energía no vendida, afectando ingresos y señales de mercado. También advirtió que “la ventana de oportunidad para corregir esto es corta: si no se implementan medidas en 2026, el vertimiento podría duplicarse con la entrada de nuevos proyectos”.

Concluyó que el almacenamiento, junto con cambios en la planificación operativa y la normativa, es indispensable para evitar que la transición energética dominicana pierda eficiencia y atractivo para nuevas inversiones.

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TCL Solar traza su hoja de ruta de 2026 para consolidarse como socio tecnológico clave en LATAM

Con una estrategia de expansión progresiva, TCL Solar se propone consolidar su posicionamiento en América Latina durante los próximos años. El plan no busca una presencia homogénea en toda la región, sino un avance calibrado según la madurez de cada mercado, las condiciones regulatorias y el potencial de desarrollo local.

El objetivo central de esta hoja de ruta es convertir a la marca en un socio tecnológico confiable, con soluciones adaptadas a cada entorno, una propuesta de valor robusta y visión estratégica.

 “Llevamos adelante un crecimiento ordenado y alineado con cada mercado, acompañando el desarrollo con tecnología de calidad y relaciones duraderas”, sostuvo María Urrea, Country Manager Cono Sur LATAM de TCL Solar, en entrevista con Energía Estratégica.

El portafolio actual de la empresa incluye tecnologías avanzadas como Back-Contact (BC), tipo N de media celda, y una solución propia basada en tecnología shingle, que mejora el rendimiento energético de los proyectos y favorece el LCOE

Estas soluciones permiten responder a distintas exigencias del mercado latinoamericano: alta eficiencia, confiabilidad operativa y costos competitivos, en un contexto donde las condiciones climáticas y la presión por resultados robustos requieren máxima adaptabilidad.

Urrea explicó que estas tecnologías permiten a la compañía “optimizar el desempeño en distintas condiciones, reducir riesgos técnicos y aportar a un menor costo nivelado de la energía”, una fórmula clave en los segmentos utility scale, comercial e industrial.

América Latina ha cobrado una relevancia creciente dentro del mapa global de TCL Solar. Sus altos niveles de demanda, diversidad de marcos normativos y necesidad de soluciones energéticas sostenibles hacen que la región sea ideal para profundizar alianzas y adaptar el modelo de negocio

Lejos de aplicar una estrategia única, la empresa evalúa país por país, considerando variables como bancabilidad de proyectos, licitaciones activas, capacidad técnica instalada y entorno macroeconómico.

Con ese enfoque, TCL Solar espera que la región adquiera un mayor protagonismo hacia 2026, no solo en volumen de proyectos, sino también como plataforma estratégica para desarrollar soluciones híbridas y modelos operativos de largo plazo.

En ese marco, el almacenamiento de energía aparece como un eje de transformación clave. La integración de baterías a proyectos solares responde a una demanda estructural de mayor flexibilidad, estabilidad de red y eficiencia operativa. “Todo indica que 2026 puede marcar un punto de inflexión en la incorporación de almacenamiento en proyectos solares”, anticipó Urrea. La compañía ya se prepara con soluciones integradas, consciente de que los modelos híbridos ganarán relevancia en licitaciones y contratos.

Sin embargo, para que este tipo de soluciones escalen, será necesario que los marcos regulatorios avancen con mayor previsibilidad. 

Urrea subrayó que “es fundamental que existan reglas claras de largo plazo, especialmente en esquemas de contratación, acceso a la red y reconocimiento del almacenamiento”. La institucionalidad y coherencia de las políticas públicas serán determinantes para atraer capital, reducir riesgos y mejorar la bancabilidad.

Junto con estos desafíos estructurales, la región enfrenta obstáculos vinculados al acceso al financiamiento y a ciertas limitaciones de infraestructura. TCL Solar responde a este contexto con una estrategia que prioriza la calidad de producto, soporte técnico desde el diseño hasta la operación y un respaldo corporativo sólido que ofrece confianza a largo plazo.

En licitaciones, la empresa se posiciona como un aliado estratégico que entiende las exigencias técnicas y financieras del proceso. 

El diferencial está en una oferta competitiva respaldada por tecnología confiable, soporte local especializado y solidez financiera, factores que se vuelven críticos en un entorno donde los precios ya no son el único factor decisivo.

Con esta hoja de ruta, TCL Solar refuerza su apuesta por América Latina como eje de expansión. En 2026, la expectativa es consolidar un modelo de presencia regional adaptado, con foco en soluciones eficientes y alianzas duraderas que impulsen la transición energética en mercados clave.

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Continúa la metamorfosis del Golfo San Jorge: un consorcio local con anclaje sindical adquirió los activos de DLS en Chubut y Santa Cruz

DLS, uno de los principales proveedores de equipos de torre para la industria petrolera, transfirió sus activos en la cuenca del Golfo San Jorge a un consorcio de empresarios encabezado por Pablo Pires, titular de compañías de logístico y otros servicios de transporte como SGA y Vientos del Sur, e integrado también por Diego Trabucco y Javier Basso, ex propietarios de Aconcagua Energía, una petrolera independiente que el año pasado fue adquirida por Tango Energy después de defaultear sus obligaciones financieras en el mercado local.

La venta, que será aprobada formalmente este viernes en Oslo, dado que DLS es controlada por el grupo Archer que está fondeado en Noruega, contempla la cesión de 22 equipos de pulling y workover ubicados en Chubut y Santa Cruz.

El cambio de manos cuenta con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila y de sus principales alfiles en la conducción del sindicato de petroleros privados de Chubut. El aval del líder gremial es clave para viabilizar el redimensionamiento (resizing) del personal empleado por DLS, que hoy ronda los 740 operarios.

La metamorfosis del Golfo San Jorge

Es un esquema similar al que se instrumentó cuando Pecom adquirió los yacimientos de YPF El Trébol y Campamento Central a principios de 2025. En ese momento, Pires —junto con Leonardo Pichintiniz, titular de Copesa, otra empresa de servicios— crearon la firma Nacidos con YPF (NCY) para depurar, con el respaldo del sindicato petrolero, el universo de proveedores heredado de la petrolera bajo control estatal en esos bloques.

En los últimos meses, Pires se distanció de Pichintiniz y se retiró de NCY. Ahora vuelve a cobrar protagonismo con esta adquisición de los equipos de pulling y WO en Chubut. Pichintiniz, por su parte, también expande su posicionamiento como empresario petrolero: acaba de firmar con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, un acuerdo para operar el área Restinga Alí, un campo que YPF le revirtió la Petrominera, la empresa provincial de energía.

Pichintiniz, propietario de Copesa, a la izquierda, y Pires, de Vientos del Sur, cuando eran socios de NCY.

Foco en Vaca Muerta

DLS concentrará su actividad en Neuquén, donde es uno de los principales proveedores de unidades de perforación de 7500 HHP en Vaca Muerta. De hecho, a mediados de este mes DLS firmó con la firma norteamericana Patterson-UTI para sumar dos equipos de drilling de última generación al play no convencional de la cuenca Neuquina.

La venta de los activos del Golfo de DLS es un emergente más de la profunda metamorfosis que atraviesa la cuenca con epicentro en Comodoro Rivadavia —la localidad donde se descubrió petróleo en la Argentina en 1907— en los últimos años. Replica, en los hechos, la decisión que antes tomaron otras empresas de servicios internacionales como Weatherford, Baker Hughes, Halliburton y Schlumberger.

La salida de YPF de Chubut y Santa Cruz catalizó aún más esa tendencia. A principios de enero, la petrolera que conduce Horacio Marín oficializó la venta de Manantiales Behr, el último campo que conservaba en Chubut, a Limay Energía, una firma controlada por Rovella Capital, del empresario de la construcción Mario Rovella.

, Redaccion EconoJournal

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La baja de riesgo país habilita la vuelta al mercado de deuda, pero Burford presiona para frustrar ese objetivo y forzar a Argentina a negociar

Burford Capital cotiza en Londres y Wall Street.

La Procuración del Tesoro presentó un escrito ante la jueza de Nueva York, Loretta Preska, en el que solicitó formalmente la suspensión inmediata del proceso de búsqueda de activos (discovery) y el pedido de desacato hasta que la Cámara de Apelaciones del Segundo Distrito de Nueva York resuelva sobre el fallo que obliga al Estado Argentino a pagar US$ 16.100 millones más intereses por la expropiación de YPF concretada en 2012.

De este modo, busca ponerle freno a la estrategia del fondo Burford que viene presionando por distintas vías y espera que Preska declare al país en desacato en una audiencia prevista para fin de marzo, lo que podría complicar la vuelta a los mercados internacionales de deuda que busca el gobierno de la mano de la baja del riesgo país. El objetivo de fondo de Burford es simple: forzar a la Argentina a negociar.

“El hostigamiento sistemático contra un Estado soberano y aliado de los Estados Unidos, mediante pedidos de discovery intrusivos, desproporcionados y desvinculados de la búsqueda de activos ejecutables constituye una afectación directa a la soberanía argentina y a las relaciones internacionales”, aseguró la Procuración a través de un comunicado.

Comunicado posteado en la red social X por la Procuración del Tesoro.

Como si fuera una simultanea de ajedrez, la disputa con el fondo estadounidense se está llevando adelante en diversos tableros al mismo tiempo.

Tablero principal

Preska dictaminó el 15 de septiembre de 2023 que el Estado argentino le debe pagar 16.100 millones de dólares más intereses a los fondos Burford y Eton Park por la expropiación de YPF. A diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele, salvo que el demandado solicite un stay. Normalmente, para ello debe presentar una garantía que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.

La Argentina apeló, pero no puso ninguna garantía y en enero de 2024 la magistrada habilitó a Burford a avanzar con la ejecución del fallo. Es decir, permitir la búsqueda de activos (discovery) del Estado argentino que pudieran ser embargables. De este modo, mientras la Cámara analiza el fallo de Preska –en octubre se realizó una audiencia que ilusionó al gobierno con la posibilidad de una resolución favorables—la jueza ha ido tomando distintas acciones para tratar de forzar a Argentina a pagar.  

Tableros paralelos

En enero de 2025, ante la resistencia parcial del país y el tiempo transcurrido sin colaboración, Preska firmó una orden judicial, donde obligó expresamente a Argentina a entregar información detallada sobre reservas de oro del Banco Central, cuentas bancarias diplomáticas, consulares y estatales y otros activos embargables. 

Puso plazo hasta el 28 de febrero de 2025 para entregar la información, bajo apercibimiento de sanciones o medidas más duras. La Argentina no cumplió con ese plazo y en julio del año pasado Preska emitió una orden directa para que el Estado transfiriera el 51% de YPF dentro de 14 días al Bank of New York Mellon, como pago parcial por el fallo de US$ 16.100 millones.

Argentina apeló ese fallo y obtuvo un stay por parte de la cámara, pero el proceso de discovery para demostrar que ciertas compañías son alter ego del Estado argentino siguió su curso. Burford le apunta particularmente al Banco Central, YPF, Enarsa, Banco Nación y Aerolíneas Argentinas.  

Para comprobar ese vínculo, Preska determinó el 29 de julio del año pasado que el país debía entregar las comunicaciones oficiales (chats y mails) realizadas en dispositivos personales de funcionarios de esta administración y la anterior.

Entre los funcionarios alcanzados por la orden judicial se encuentran el actual ministro de Economía, Luis Caputo, y su antecesor, Sergio Massa; el canciller Pablo Quirno; el exsecretario de Industria, José Ignacio de Mendiguren; el exdirector de Aduanas, Guillermo Michel, y el ex secretario de Política Económica, Gabriel Rubinstein.

A su vez, Burford viene presionando para que Argentina informe donde están las reservas de oro del Banco Central ya que las considera un activo potencialmente embargable.

La Procuración sostiene en su escrito que “la República ha presentado todo lo que podría razonablemente conducir a la identificación de sus activos ejecutables, con un total de más de 115.000 páginas”, pero argumento que “los demandantes están redoblando sus solicitudes de una realización de pruebas cada vez más intrusiva e irrelevante”.

“Los demandantes ahora buscan información sobre los activos del Banco Central Argentino, que no está sujeto a la jurisdicción de este tribunal, no tiene activos ejecutables y que el Segundo Circuito ya ha declarado que no es un alter ego de la República”, agregó.

Del lado de Burford argumentan que Argentina no cumplió con la presentación de toda la información solicitada y que lo único que busca es demorar el cumplimiento del fallo, lo que justifica sanciones adicionales. Por eso han solicitado que se declare a Argentina en desacato.

Luego de las audiencias probatorias del 23 y 24 de marzo Preska quedará habilitada para resolver sobre ese punto y eso es lo que busca evitar el gobierno argentino, sobre todo por el daño que podría generar en la estrategia destinada a concretar la vuelta a los mercados internacionales de deuda.  

, Fernando Krakowiak

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

FUNDELEC: La demanda de electricidad subió 13,6 % i.a. en diciembre. En 2025 subió apenas 0,7 % i.a.

Con temperaturas mayores a los niveles históricos del mes, diciembre último registró un ascenso en la demanda de energía eléctrica del 13,6 % i.a., al alcanzar los 13.075,4 GWh a nivel nacional, con subas en los consumos residencial, comercial e industrial a nivel nacional.

El acumulado de 2025 significó un ascenso en la demanda de electricidad de apenas 0,7 por ciento contra 2024, indicó la Fundación Fundelec, entidad que comunicó el cese de estos informes en todo el 2026. Tales informes tomaban en cuenta datos oficiales publicados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista de Electricidad, CAMMESA.

Las distribuidoras de electricidad en Capital y el GBA tuvieron una suba i.a. del 25 % en la demanda en el último mes del año.

LOS DATOS DE DICIEMBRE 2025

En diciembre de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 13.075,4 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.505,4 GWh. La comparación interanual evidencia entonces el ascenso de 13,6 por ciento ya referido. La Potencia instalada es de 44.177 MW.

El consumo nominal de este mes ocupa el sexto lugar a nivel histórico, registro liderado por los meses de marzo de 2023 (13.996,3 GWh), y enero de 2024 (13.606,2 GWh).

En diciembre, se dió un crecimiento intermensual del 22,1 %, respecto de noviembre de 2025, cuando alcanzó los 10.712,3 GWh, uno de los cuatro meses con menor consumo en el año pasado.

Además, se registró una potencia máxima de 27.891 MW, el 30 diciembre de 2025 a las 15:32, lejos del récord histórico de 30.257 MW, registrado en febrero de 2025.

En cuanto a la demanda residencial de diciembre, alcanzó el 50 % del total país con una suba de 7 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial ascendió apenas 0,8 %, siendo un 26 % del consumo total. Y la demanda industrial fue el 24 %, con una suba en el mes del orden del 5 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2025): 7 meses de baja (marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio, -2,5 %; agosto, -3,7 %; octubre, -0,9 %; y noviembre de 2025, -3,2 %), y 5 meses de suba (enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio, 13 %; septiembre, 3,9 %; y diciembre de 2025, 13,6 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 0,7 por ciento.

Los registros muestran que el consumo de enero de 2025 llegó a los 13.606,2 GWh; febrero, 12.911,7 GWh; marzo, 11.652,2 GWh; abril, 9.823,1 GWh; mayo, 10.945,4 GWh; junio, 12.685,3 GWh; julio, 12.902,1 GWh; agosto, 11.719,3 GWh; septiembre, 10.633,5 GWh; octubre, 10.585,1 GWh; noviembre, 10.712,3 GWh; y, por último, diciembre de 2024 alcanzó los 13.075,4 GWh.

DATOS DE TODO EL 2025

En base a datos aun provisorios, durante 2025, la demanda neta total del MEM fue de 141,2 TWh; mientras que, en el 2024, había sido de 140,2 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 0,7 por ciento.

En cuanto a la desagregación por tipo de usuario, el consumo residencial representó 46,9 % y creció 1,5 % en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 27,3 % y subió 0,1 %. Por último, el consumo industrial llegó al 25,8 % y ascendió 0,6 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en diciembre fueron 24 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: EDELAP (22 %), Entre Ríos (17 %), La Pampa , EDEN y Santa Fe (17 %), EDES (14 %), Córdoba (13 %), Formosa y EDEA (12 %), Chaco y Santa Cruz (10 %), Neuquén (9 %), Corrientes (8 %), Río Negro, Salta y Santiago del Estero (7 %), Jujuy y San Juan (4 %), Tucumán (3 %), Catamarca y Chubut (2 %), San Luis (1 %).

Por su parte, 2 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: La Rioja (-6 %) y Misiones (-1 %). En tanto, Mendoza mantuvo un consumo similar al de diciembre del año anterior.

En el detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones en diciembre fueron las siguientes:

 CUYO -San Juan y Mendoza- ascendió el consumo 1,1 %.
 PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo creció 3 %.
 NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- subió la demanda 3,2 %.
 NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un ascenso de 7,4 %.
 LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– aumentó el consumo 9,2 %.
 COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- tuvo un crecimiento de 10 % respecto a diciembre de 2024.
 CENTRO -Córdoba y San Luis- el alza i.a. en la demanda de diciembre fue de 11,9 %.
 BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un 16 %.
 METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo una suba i.a. en el consumo de 25 %.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron el 33 % de la demanda total país registraron un ascenso conjunto de 25 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 24,6 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda ascendió 25,5 por ciento.

TEMPERATURAS

Observando las temperaturas, el mes de diciembre de 2025 fue más caluroso en comparación con diciembre de 2024. La temperatura media fue de 25.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.6 °C, y la histórica es de 23.1 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica).

En diciembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.562 GWh, lo que representó una variación del -21 % respecto a 2024.

Por su parte, la potencia instalada es de 44.177 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y el 39 % es de origen renovable (alternativa e hidráulica). Con un despacho térmico mayor en diciembre 2025 (29,2 % más con relación al mismo mes del año anterior), el consumo medio de combustibles para generar terminó siendo mayor también (26 % más en conjunto si se compara con diciembre 2024) siendo más del 99 % gas natural de origen nacional.

En el año 2025 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 52,21 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron para cubrir el 18,86 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 7,47 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 18,49 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 2,97 % de cobertura de la demanda total, describió Fundelec.

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Almacenamiento: todo listo para lanzar en febrero una nueva licitación de baterías por 700 MW

La licitación AlmaSADI tiene previsto adjudicar 700 MW.

El gobierno lanzará una nueva licitación para instalar almacenamiento de baterías de energía eléctrica en todo el país. Según pudo conocer EconoJournal de distintas fuentes oficiales y privadas, los pliegos de AlmaSADI -tal como se llamará la nueva compulsa- ya están listos y Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), los dará a conocer a mediados de febrero.

El año pasado el gobierno impulsó AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), con el objetivo de reforzar las áreas de Edenor y Edesur en el AMBA mediante la instalación de unidades de almacenamiento por 713 MW.

AlmaSADI: así será la nueva licitación de almacenamiento de baterías

La nueva compulsa será para instalar unidades de almacenamiento de energía por 700 megawatts (MW), según confirmaron a EconoJournal distintas fuentes. El contrato será por un período de abastecimiento de 15 años, al igual que AlmaGBA. La intención del gobierno es reforzar algunos nodos que están saturados y operan en estado crítico en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

En particular, la licitación tiene previsto que la mayoría de las baterías se instale en nodos saturados de las regiones conectadas a líneas de alta tensión de 132 kV, sobre todo para reforzar el NOA, NEA y algunas zonas de la Patagonia. El diseño y los detalles de la licitación están en manos de técnicos y directivos de la Secretaría de Energía y de Cammesa.

Las baterías de almacenamiento ayudan a cubrir los picos de consumo y podrían tener un rol clave en los apagones masivos por fallas en las redes de trasmisión y distribución eléctrica, como las que ocurrieron el 31 de diciembre en el área de Edesur y el del 15 de enero en Edenor, que dejaron a un millón de usuarios sin electricidad en ambas ocasiones.

Quién será el offtaker de AlmaSADI

Una diferencia entre la nueva licitación para instalar baterías y la de 2025 es que AlmaGBA tuvo un mecanismo de contractualización entre las empresas generadoras adjudicatarias las distribuidoras Edenor y Edesur. Cammesa actuó como garante de última instancia.

Es decir, la compañía encargada del despacho eléctrico no es el comprador único de energía de las baterías, como ocurrió en los últimos 20 años con contratos como el RenovAr y de las resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017. Este rol de Cammesa va en línea con la reforma eléctrica que impulsa el gobierno para que los contratos se firmen entre privados.

Con la nueva licitación AlmaSADI el escenario técnico es más complejo porque no es posible ‘calzar’ los proyectos de almacenamiento en una distribuidora provincial en particular y porque, además, en el interior del país no existe una homogeneidad en el riesgo crediticio que permita la contractualización entre privados. Por eso, se avanza con la idea de que Cammesa pueda oficiar como offtaker (comprador de energía).

En la nueva licitación AlmaSADI, Cammesa será el único offtaker (comprador).

Licitación de baterías en la Argentina

Después de AlmaGBA del año pasado, AlmaSADI sería la segunda licitación en la Argentina para instalar unidades de almacenaje de energía eléctrica. En la región, países como Chile y Brasil también están avanzando en el mismo sentido.  

El almacenaje de energía es una tecnología que comenzó a utilizarse recientemente en el mundo y permite la instalación en un período de entre 12 y 18 meses de potencia almacenada en baterías, menos de los dos años que demanda aproximadamente construir una nueva central de generación.

En la licitación AlmaGBA se adjudicaron 12 proyectos por 713 MW exclusivamente en las redes de Edenor y Edesur para reforzar el sistema del AMBA. El precio promedio de adjudicación fue de 11.619 US$/MW por mes.

, Roberto Bellato

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Milei escaló el enfrentamiento con Techint y lanzó varias críticas sin mencionarlo a Paolo Rocca

En su discurso de 34 minutos, Javier Milei escaló el enfrentamiento con Paolo Rocca, presidente del Grupo Techint.

“Si el capitalista, el exitoso, es un benefactor social por servir al prójimo con bienes de mejor calidad a un menor precio, aquellos que tienen productos más caros y de peor calidad no son dignos del favor del mercado. Y si quieren hacerlo por la fuerza, haciendo negocios turbios con el Estado, deben desaparecer o ir a la quiebra”. Esta fue una de varias referencias indirectas a Paolo Rocca, líder del Grupo Techint, que hizo el presidente Javier Milei el martes en el marco de su presentación en el Derecha Fest de Mar del Plata.

En su discurso, Milei decidió escalar aún más el enfrentamiento abierto en los últimos días entre el gobierno y el Grupo que encabeza Paolo Rocca por la licitación que perdió Tenaris (la siderúrgica del holding que compitió en el proceso) para proveer los caños para la construcción del gasoducto del consorcio Southern Energy (SESA) para exportar Gas Natural Licuado (GNL) desde las costas de Río Negro. El contrato finalmente fue adjudicado a la india Welspun.

En un discurso de 34 minutos, Milei se refirió en varias oportunidades -sin mencionarlo de manera directa- a Paolo Rocca. “Esta frase está inspirara en el empresario más importante en serio de la humanidad que es Elon Musk: ´la única forma de crecer es resolviéndole problemas al prójimo por los cuales el prójimo estaría dispuesto a retribuirnos con su dinero´, no usar los favores del Estado para cobrar precios más altos”, gritó Milei.

Inmediatamente después, el presidente también hizo un juego de palabras: “ustedes saben que el camino no siempre es uniforme y siempre se encuentran una piedra… una piedra (en alusión al apellido Rocca)”.

Tensión entre Techint y el Gobierno

Paolo Rocca, titulaEl presidente javier Milei hizo alusiones indirectas a Paolo Rocca a lo largo de su discurso en el Derecha Fest de Mar del Plata.

El primer funcionario en criticar al Grupo Techint fue Federico Sturzenegger, ministro de Desregulación y Transformación del Estado quien se refirió al tema a través de su cuenta de X. Si bien el arco político alzó su voz para expresarse sobre el cruce, hasta el momento, en el Ministerio de Economía se mantuvieron en silencio, aunque sí explicaron que intentaron acercar a las partes, tal como publicó EconoJournal.

De hecho, el titular del Palacio de Hacienda, Luis “Toto” Caputo, no se expresó públicamente sobre el tema. Tampoco se expresó públicamente la senadora Patricia Bulrrich, que en diciembre pasado había participado junto de un extenso panel junto a Paolo Rocca en el seminario Propymes de Techint, donde habló sobre la reforma laboral. En aquella oportunidad, Rocca había pedido una “apertura inteligente de la economía”.

Finalmente, fue el propio Milei quien se puso al frente de la postura pública del gobierno en torno al pliego que perdió Techint. En efecto, el presidente se refirió al tema el mismo día en que el holding anunció que evalúa la presentación de una denuncia por dumping contra la india Welspun para intentar frenar la asignación del contrato para el proyecto de GNL.

Desde la Casa Rosada, sin embargo, rápidamente dejaron trascender que ese proceso demoraría varios meses y que el proyecto de GNL de SESA iba a avanzar de todos modos.

El discurso de Milei se centró prácticamente en un único argumento, que fue la defensa del capitalismo, similar al que dio en Davos (Suiza) la semana pasada. Sin embargo, cuando dejaba de leer su discurso escrito e improvisaba, Milei continuó lanzando críticas indirectas al grupo Techint. Algo similar se replicaba en simultáneo en las redes sociales vinculadas al oficialismo.

“En la vereda de los zurdos y empresarios prebendarios está el robo, la envidia, está la pereza y el facilismo. Está el ventajismo y el resentimiento. Los valores sobre los que se sustenta la idea de pretender ser el dueño de lo ajeno para utilizarlo según nuestra propia voluntad”, disparó Milei.

Por último, el presidente explicó desde su visión “el principio de no agresión, bajo el cual la ética prohíbe la iniciación de fuerza o amenaza contra personas o propiedades de otro y, por ende, todo intercambio debe ser voluntario, debe ser voluntario (repitió). No tratar de utilizar puentes extraños para lograr lo que no se logró por mercado”.

, Roberto Bellato

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Cómo resolvió Trump la importación de tubos para impulsar la producción petrolera de Permian y frenar el avance de Asia

El desarrollo de las formaciones shale como Permian, Eagle Ford, Bakken o Marcellus le permitió a EE.UU. pasar de ser uno de los mayores importadores de energía a ser uno de los mayores exportadores de hidrocarburos en un lapso de 15 años. Durante ese tiempo, las diferentes administraciones norteamericanas se posicionaron de distintas maneras respecto a las importaciones de insumos clave para los proyectos energéticos.

La derrota de la compañía Tenaris del Grupo Techint en la licitación para proveer de los tubos para el gasoducto en el proyecto para exportar GNL de Southern Energy y el rol de la india Welspun, ganadora de ese proceso, remonta a una situación similar que también tuvo como protagonista a la misma empresa asiática.

Fue durante la primera administración de Donald Trump (2017-2021) cuando una fuerte política arancelaria «antidumping» intentó evitar la competencia desleal para con los proveedores de acero de Estados Unidos. En este caso quedó envuelta la india Welspun a la que se le aplicaron aranceles del 50,55%, junto a otros productores y exportadores de acero.

La campaña por el acero

Para el momento en el que Trump asumió su primera presidencia los números de las importaciones siderúrgicas para la industria petrolera encendían las alarmas. En 2017 un 77% de los ductos estadounidenses eran hechos con acero extranjero. Según una hoja informativa del Departamento de Comercio, los tubos soldados de gran diámetro procedentes de China habían representado para el país un monto de US$ 29,2 millones. Las importaciones de la India de ese mismo material eran 10 veces mayores llegando a los US$ 294,7 millones.

Si bien la cifra no resultaba tan grande teniendo en cuenta que en ese entonces el país importaba US$ 29.000 millones en acero, la India era el mayor exportador de tubos soldados de gran diámetro en 2017, y esas importaciones habían crecido un 209% en un solo año. Para contrarrestar esta situación, ese año el gobierno aplicó sanciones de antidumping por el acero a 34 países siendo China, Japón, Corea del Sur, Taiwán y la India los más perjudicados.

Cómo se llegó a esa decisión

La medida causó un fuerte revuelo en ese entonces. La industria del shale se enfrentaba a un cuello de botella por la fuerte necesidad de ampliar sus redes de transporte. En paralelo, en 2016 Trump había prometido en su campaña electoral iniciar una revisión de la industria siderúrgica e imponer aranceles a productos importados si estos implicaban un riesgo a la seguridad nacional.

La revolución del shale que impulsaba la gestión Trump promovía la desrregulación del sector energético eliminando restricciones a las inversiones, pero a su vez, se apalancaba en que los productores locales tenían que competir en igualdad de condiciones.

Bajo la premisa de que el comercio internacional debía ser justo, la Asociación de Productores de Tubos (The American Line Pipe Producers Association o ALPPA), promovió una denuncia en contra de varios importadores de tuberías procedentes de Canadá, China, Grecia, India, Japón, Corea y Turquía.

En 2018, el Departamento de Comercio tomó su primera decisión en las investigaciones sobre derechos antidumping y derechos compensatorios de las importaciones de tubos soldados de gran diámetro procedentes de China e India tras una demanda firmada por seis compañías dedicadas a la provisión de tubos para la industria petrolera.

El fallo aseguró que esas tuberías se vendían a un valor menor al justo (dumping). Al mismo tiempo, la Comisión de Comercio Internacional (ITC) concluyó que esto causaba un daño material a la industria estadounidense. Como consecuencia, Welspun Trading Limited y Bhushan Steel -otra firma india- fueron obligadas a pagar una tasa de dumping del 50,55% y una de antisubsidio de 541%.

Las medidas no solo intentaban impedir el avance de la presencia del acero extranjero sino también que empresas como Welspun -que ya tenía su propia planta en Arkansas– dejaran de utilizar acero asiático para reemplazarlo por el norteamericano.

Petroleras y la pelea por los costos

“En el comercio internacional si tirás de una cuerda se desenredará de maneras imprevistas”, decía en ese entonces la congresista de Dakota del Norte, Heidi Heitkamp, al afirmar que los mayores costos por las tarifas impuestas por Trump podrían aumentar el precio del petróleo estadounidense.

Tras los fallos de 2018 y 2019, petroleras como Shell, Chevron, Exxon, ConocoPhillips y otras compañías de midstream presentaron 21.000 solicitudes de exclusión de esas tasas al Departamento de Comercio de EE.UU, de las cuales 500 eran para tuberías. La tensión escaló entre los operadores de ductos y petroleras sobre cómo volcar esas diferencias de costos, mientras el gobierno rechazaba esos pedidos.

Si bien el debate no dejó de tener múltiples aristas en base a cómo mejorar la eficiencia o traducir esos costos, Estados Unidos se consolidó en ese entonces como el mayor productor mundial de petróleo alcanzando un récord histórico de 10,96 millones de barriles diarios.

En Argentina, en cambio, la discusión tomó otra forma con la postura del gobierno a favor de la apertura comercial. Ahora, la firma de Paolo Rocca buscará jugar una última carta en la Secretaría de Comercio con una denuncia antidumping para frenar el avance de su competidora india, aunque fuentes del gobierno indicaron que las chances reales de que ese planteo avance son bajas y en cualquier caso, demandarán un tiempo considerable.

, Laura Hevia

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

El Gobierno redefinió el esquema de subsidios al gas y ajustó el Plan Gas.Ar para suavizar los aumentos invernales

El Gobierno nacional avanzó con una modificación clave en el esquema de subsidios al gas natural al redefinir el mecanismo de traslado del precio del gas a los usuarios, en el marco de la implementación del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). La medida fue dispuesta mediante el Decreto 26/2026, publicado este jueves en el Boletín Oficial, y modifica un aspecto central del Plan Gas.Ar vigente.

El decreto introduce cambios en la forma en que el Estado absorbe parte del costo del gas natural con el objetivo declarado de evitar que el incremento estacional del consumo durante el invierno se vea agravado por la variación estacional de los precios. En concreto, se redefine el llamado “precio de traslado a la demanda”, habilitando al Estado a cubrir una porción del Precio Anual Uniforme del gas, incluso cuando ese valor resulte superior al precio de mercado surgido de las subastas.

Hasta ahora, el esquema del Plan Gas.Ar reconocía precios ajustados por factores estacionales, lo que implicaba mayores costos en los meses de invierno, cuando la demanda prioritaria —hogares y pequeños comercios— registra picos de consumo. Con la creación del SEF, el Gobierno optó por anualizar el costo del gas para el usuario final, de modo que el impacto del invierno se distribuya a lo largo de todo el año.

La modificación introducida por el decreto establece que la diferencia entre el Precio Anual Uniforme definido por la Secretaría de Energía y el precio de mercado ajustado por estacionalidad, sea positiva o negativa, quedará a cargo del Estado nacional. Esto implica que, en determinados meses, el Estado podrá compensar a los productores por encima del precio de mercado, mientras que en otros podrá deducir montos cuando el precio anualizado resulte inferior.

Desde el Ejecutivo sostienen que la medida no altera los derechos de los productores que participan del Plan Gas.Ar ni modifica el precio ofertado comprometido en las subastas, sino que ajusta el mecanismo de compensaciones para garantizar la continuidad de la cadena de pagos del sector y proteger a los usuarios de variaciones bruscas en las tarifas.

El decreto también instruye a la Secretaría de Energía a adecuar el régimen de cálculo de compensaciones previsto en el Plan Gas.Ar, reconociendo que el nuevo esquema puede generar saldos mensuales positivos o negativos para los productores a lo largo del año calendario.

La norma fue dictada como decreto de necesidad y urgencia y será remitida a la Comisión Bicameral Permanente del Congreso para su tratamiento, conforme lo establece la Ley 26.122. El Gobierno justificó su urgencia en la necesidad de implementar de manera inmediata el régimen de subsidios focalizados, que reemplaza al sistema anterior de subsidios generalizados.

La decisión se inscribe en el proceso de reordenamiento del sistema energético impulsado por la administración de Javier Milei, que combina la reducción de subsidios indiscriminados con mecanismos de contención tarifaria para los sectores considerados prioritarios, en un contexto de fuerte ajuste fiscal y redefinición del rol del Estado en la política energética.

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GNL: Cuáles son las empresas que se disputan la construcción del gasoducto de Southern Energy

El Hilli Episeyo, el primer buque licuefactor de Suthern Energy que llegará al país el segundo semestre de 2027.

Más de 10 empresas se disputan la construcción del gasoducto de Southern Energy (SESA), el consorcio liderado por Pan American Energy (PAE) e integrado por YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar que está construyendo el primer proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. Se trata del tendido del ducto de 480 kilómetros entre Neuquén y las costas de Río Negro. El proyecto contempla también la instalación de una planta compresora.

El objetivo se SESA es adjudicar la construcción de la obra a más tardar a principios de abril. La provisión de los caños estará a cargo de la empresa india Welspun, que se impuso por sobre la oferta de Tenaris, el único fabricante local de ese tipo de insumos que posee la Argentina.

El gasoducto extenderá desde la planta de Tratayén, en Neuquén, hasta la costa del Golfo San Matías en la provincia de Río Negro y se estructuró técnicamente en cuatro unidades independientes. Tres de los renglones de la licitación que lanzó Southern están destinados a los diferentes tramos de la traza del ducto y un cuarto renglón para la instalación de una planta compresora con una potencia de 45.000 HP.

Quiénes se disputan la construcción del gasoducto

Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, entre los principales candidatos a quedarse con la obra figuran Techint Ingeniería y Construcción y Sacde, las dos mayores constructoras del país que se presentaron como UTE al igual que en antecedentes recientes en grandes obras de transporte como el oleoducto del VMOS, la reversión del Gasoducto del Norte y el Gasoducto Perito Moreno (ex GNK). El consorcio presentó una oferta integral para adjudicarse la obra completa.

Otro de los jugadores de peso que están participando del concurso es el consorcio formado por Contreras Hermanos – Pumpco (EE.UU.) – Bonatti (Italia). Se trata de un consorcio formado por un socio local (Contreras Hermanos) con el respaldo internacional de Pumpco, la empresa de los hermanos Jorge y José Más -dueños del club Inter Miami, donde juega Lionel Messi- y la italiana Bonatti con fuerte experiencia en Chile con la construcción de plantas desalinizadoras de agua para desarrollos mineros.

Otro de los consorcios que están en carrera está integrado por Víctor Contreras y Sichim (Italia). Sería la primera vez que la empresa italiana operaría en Argentina en caso de imponerse en la licitación.

Plazos

También presentó una oferta integral por toda la obra BTU, una constructora local controlada por la familia Mundin, hoy a cargo de Carlos Damián Mundin, de activa participación en las licitaciones de infraestructura energética nacional de los últimos años.

También presentaron ofertas OPS, una compañía neuquina propiedad de Carlos ‘Charly’ Perez, uno de los principales empresarios de Neuquén en los últimos tiempos diversificó su portafolio de activos con participaciones en medios de comunicación y crecimiento en el sector frutihortícola; Pecom, la constructora del grupo Perez Companc; las empresas brasileñas Conducto y Bueno Engenharia e IEB Construcciones, que adquirió la constructora Dycasa.

Por el momento se abrieron sólo los sobres técnicos de los participantes. La apertura de ofertas económicas está prevista para mediados de febrero, con vistas a adjudicar a los ganadores a fines de marzo o principios de abril.

La adjudicación de los tubos

La definición de los constructores del ducto ocurre semanas después de la adjudicación de la provisión de tubos fabricados por un consorcio de la India, con chapas producidas en China. Esta decisión marcó un cambio de tendencia en las contrataciones de suministros, que habitualmente se resolvían con proveedores locales.

El Grupo Techint, tras haber perdido la licitación para la provisión de caños, evalúa presentar una denuncia por dumping contra la firma india que resultó adjudicataria. Pero los plazos para resolver un planteo como este se extenderían por varios meses, por lo que en la práctica es poco factible poder frenar el avance del proyecto de SESA.

El grupo de la India fundado por Balkrishan Goenka, es un gigante que se posiciona en 50 países con el desarrollo de oleoductos, gasoductos, cañerías de agua, la construcción de autopistas y la exploración de hidrocarburos offshore y onshore.

La irrupción del holding asiático en el mercado local generó un fuerte impacto en la cadena de valor de la energía en la Argentina. Esta apertura a proveedores internacionales responde a una estrategia de optimización de costos que busca acelerar los plazos de ejecución de la obra, un factor crítico para el cumplimiento de los contratos de exportación de crudo que sustentan la viabilidad financiera del emprendimiento.

, Redacción EconoJournal

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FES Iberia abrirá el calendario renovable 2026 y debatirá el futuro de la fotovoltaica con almacenamiento como aliado

Future Energy Summit (FES) vuelve a Madrid para una nueva edición de FES Iberia Renewables & Storage, el encuentro que dará inicio al recorrido internacional 2026 de la gira de encuentros de profesionales del sector de las energías renovables. 

La cita de FES Iberia será el 12 de febrero y reunirá a más de 50 líderes empresariales y funcionarios de alto nivel de Europa, consolidándose como uno de los espacios más influyentes para el análisis de tendencias y toma de decisiones estratégicas en materia de transición energética.

ENTRADAS DISPONIBLES

Uno de los paneles más esperados será “El futuro de los proyectos fotovoltaicos en España con el almacenamiento como aliado”, que contará con la participación de Ignis Energía, Yingli Solar, Huawei y Schletter, y que pondrá el foco en los nuevos esquemas de integración tecnológica, regulatoria y financiera que permiten optimizar la operación de plantas solares mediante soluciones BESS.

Ignis Energía, uno de los desarrolladores más activos del país, participará desde su visión de crecimiento en escala y diversificación de mercados. La compañía gestiona actualmente una cartera de más de 10 GW en España y 30 GW a nivel global, con proyectos distribuidos en Europa, América y Asia

Desde la perspectiva tecnológica, Yingli Solar aportará su experiencia como fabricante de módulos fotovoltaicos de alto rendimiento. En la edición pasada del evento, la compañía presentó el Plateau Panda 3.0, un módulo con 750 W de potencia y 24,1 % de eficiencia, que permite reducir el CAPEX en un 1,5 % y el LCOE hasta en un 2,9 %

Actualmente, su enfoque está puesto en la evolución de la tecnología N-Type TOPCon, así como en el desarrollo de futuras soluciones con células tándem y materiales como perovskita, con el objetivo de superar el 30 % de eficiencia celular.

ENTRADAS DISPONIBLES

Huawei, por su parte, presentará su visión sobre la infraestructura inteligente que acompaña la transición energética. La compañía ha lanzado recientemente productos clave para el segmento comercial e industrial (C&I), como los inversores SUN2000-150K-MG0 y 30–50K-MC0, así como el sistema LUNA2000-215, el primer sistema de almacenamiento con enfriamiento híbrido del sector. 

Estas soluciones están diseñadas para mejorar la eficiencia operativa, la seguridad y la adaptabilidad a diferentes escalas de implementación.

El panel también contará con la participación de Schletter, proveedor global de estructuras metálicas para energía solar, que viene reforzando su presencia en Europa, en particular en España y Portugal. 

La empresa desarrolla sistemas de inclinación fija, adaptados para entornos exigentes, con enfoque en facilidad de instalación, transporte optimizado y reducción del LCOE. Además, impulsa soluciones específicas para el segmento agri-PV, con estructuras que permiten la convivencia entre cultivos agrícolas y generación solar.

ENTRADAS DISPONIBLES

En esta edición, FES Iberia pondrá especial foco en el almacenamiento energético como eje transversal para la evolución del mercado fotovoltaico. Por lo que el evento no solo se posiciona como un espacio de debate técnico y estratégico, sino también como un entorno privilegiado para el desarrollo de negocios. 

Y como es habitual en la gira FES, se destacarán los espacios de networking de alto valor, donde cientos de representantes de empresas líderes y autoridades del sector público avanzan en acuerdos, alianzas y contratos que promueven el desarrollo energético sostenible en la región.

ENTRADAS DISPONIBLES

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Del RenovAr al MATER: ¿Cuánto cuestan las renovables en Argentina y qué esperar a futuro?

El precio de la energía renovable en Argentina se encuentra atravesado por dos realidades paralelas: por un lado, los contratos resultantes de licitaciones públicas, como RenovAr o esquemas con obras asociadas; por el otro, los acuerdos entre privados del Mercado a Término (MATER), donde rige la lógica de competencia directa entre actores del sector.

En los mecanismos licitatorios públicos tradicionales, los valores adjudicados han oscilado históricamente, de modo que el promedio varía entre USD 60 y 110,5 / MWh, según el momento en que se llevó a cabo la convocatoria, el tipo de tecnología, ubicación y condiciones de financiamiento. 

En cambio, en el Mercado a Término, donde rigen contratos bilaterales entre privados sin subsidios ni precios regulados, los valores más recientes se sitúan en torno a USD 60–70 / MWh, marcando una brecha de hasta 50% respecto a los valores más altos de las subastas públicas

“Los precios están más cerca del orden de los USD 60 / MWh y el mercado está bastante competitivo, pero no creemos que baje de esos valores”, señaló una fuente cercana a Energía Estratégica que ha participado en dicho mecanismo. 

“MATER solar y eólica es más barato que las compras conjuntas de las licitaciones públicas. Pero el número final dependerá del contrato, offtaker, plazos, factor de carga, zona donde se ubique del proyecto, entre otras más variables”, afirmaron desde otra compañía. 

La particularidad es que los actuales contratos entre privados suelen tener menores, el abanico es muy amplio entre 3 a 10 años de abastecimiento contra los 20 años de promedio de las convocatorias públicas organizadas por el gobierno tiempo atrás, según pudo averiguar este portal de noticias.

¿Cuál es el panorama de cada modelo? Las licitaciones públicas incluyen rangos de iniciativas como distintas rondas del Programa RenovAr y RenMDI, entre otras, que entre 2016 y 2023 adjudicaron 5929 MW de potencia en 283 contratos PPA.

Aunque cabe aclarar que CAMMESA sólo menciona que hay 123 contratos vigentes a un costo MEM promedio de USD 73,5 / MWh, el cual refleja el costo final de la energía de los contratos, incluyendo factores de incentivo y actualización, así como el reconocimiento de costos de mercado. 

Por el lado del Mercado a Término de Energías Renovables, el mecanismo de adjudicación se da a travé de la tradicional prioridad de despacho para abastecer a grandes usuarios, además de los mecanismos implementados desde 2023 por la Resolución SE 360, que habilita desarrollos condicionados a obras de transmisión o a la ampliación de demanda.

Según el último informe publicado por CAMMESA, se adjudicaron 136 proyectos con prioridad de despacho que totalizan 6019,7 MW. De ese total, 96 corresponden a la categoría MATER Pleno, con una potencia combinada de 3726,5 MW, mientras que los restantes 40 se encuadran en la categoría Referencial A, con 2293,2 MW

No obstante, sólo 85 de esos desarrollos están en operación efectiva, aportando 3646,5 MW al sistema. Esto refleja las barreras persistentes para que la potencia comprometida se convierta en energía despachada, principalmente por limitaciones de infraestructura.

A ese volumen se suman otros 3015 MW adjudicados bajo esquemas que exigen obras asociadas o justificación por incremento de demanda, y que se encuentran aún en distintas fases de avance. Esta expansión progresiva ha sido la vía para sostener la actividad mientras se aguardan definiciones sobre licitaciones de concesión privada en redes de alta tensión.

Reglas nuevas, mercado nuevo

A partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía, las distribuidoras deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada a través de contratos bilaterales, lo que traslada la responsabilidad de compra a cada actor del mercado. Esta nueva exigencia impulsa un rol operativo central para el MAT, que se transforma en la herramienta principal para estructurar acuerdos a medida.

Y si bien esto se vio como un paso favorable, también el gobierno rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar en contratos a término, siempre que tengan fecha de habilitación posterior al 1 de enero de 2025, lo que amplía la oferta disponible y suma presión al segmento renovable, que deberá competir por precio y eficiencia.

“Está cambiando el mercado. Ahora que se abrió el MAT habrá que ver cómo siguen los contratos para abastecer a los grandes usuarios. Es muy nuevo los impactos de la reciente regulación, así que habrá que esperar un poco para ver cómo se desarrolla el sector”, apuntaron desde el sector.

Por lo que a futuro, el dinamismo del mercado dependerá de la capacidad de negociación de los actores, la mejora en la infraestructura eléctrica y el marco político que termine de consolidar esta transición.

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Licitaciones, almacenamiento y marcos técnicos: la agenda energética de Panamá, Costa Rica y República Dominicana

La inversión internacional observa con atención el comportamiento regulatorio de los países de Centroamérica y el Caribe de cara a 2026. Y lo que definirá el flujo de capital será la capacidad de cada país de ofrecer marcos normativos claros, licitaciones bien estructuradas y planificación seria en el tiempo.

Ese es el criterio con el que el financiamiento internacional evalúa oportunidades en sectores como energía, infraestructura logística, almacenamiento, digitalización y electrificación del transporte. Y es también el punto de partida para comprender el estado de situación de tres países clave de la región: Panamá, Costa Rica y República Dominicana.

«2026 no será un año de euforia, pero sí muy interesante y decisivo para la inversión», advirtió William Villalobos, CEO de Core Alliance, en diálogo con este medio.

«El capital estará, pero será más selectivo: buscará países con reglas claras, planificación seria y proyectos bien estructurados, especialmente en energía e infraestructura», afirmó.

Panamá: contratos firmes, pero con pliegos aún en revisión

En un contexto donde la volatilidad del mercado spot eléctrico dejó marcas, Panamá trabaja para reposicionar su matriz energética bajo nuevas reglas. La hoja de ruta oficial incluye licitaciones escalonadas entre 2026 y 2028, con contratos de hasta 20 años para nuevos proyectos eólicos e hidroeléctricos, y otros más breves según tecnología.

Este enfoque busca reducir el riesgo comercial, facilitar el acceso al financiamiento y garantizar estabilidad de precios. Pero los pliegos aún generan ajustes. La postergación de la licitación LPI ETESA 01‑25 fue resultado de la necesidad de equilibrar la competencia entre tecnologías renovables y dar más aire a propuestas con almacenamiento o esquemas híbridos.

“Panamá llega a 2026 con una oportunidad muy clara de consolidarse como hub logístico y energético”, sostuvo Villalobos. “Tiene datos, planificación y una institucionalidad que el mercado conoce. La clave va a estar en transformar esa planificación en señales de mercado concretas: subastas bien diseñadas, reglas claras para potencia firme, almacenamiento y expansión de red.”

Costa Rica: año electoral y expectativas contenidas

Costa Rica enfrenta 2026 con la presión de definir el rumbo de su modelo eléctrico. Las elecciones presidenciales abrirán un nuevo ciclo institucional en un momento en el que se acumulan tensiones en torno a los costos, las tarifas y la modernización del sistema.

Pese a contar con una matriz limpia y alta penetración renovable, el país necesita renovar su marco de concesiones eléctricas y dar espacio a nuevos actores. Las empresas distribuidoras cooperativas y municipales agrupadas en CEDET impulsan proyectos solares, eólicos y de almacenamiento bajo esquemas público‑privados que requieren habilitaciones regulatorias más flexibles.

El Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) trabaja en la actualización del reglamento que rige estas concesiones. Su alcance será determinante para viabilizar inversiones en segmentos clave de la transición energética.

Villalobos explicó que “la inversión va a depender mucho de si el país logra dar certezas regulatorias y habilitar nuevos proyectos sin introducir rigideces innecesarias”. Según remarcó, Costa Rica puede destrabar inversión sin sacrificar su modelo ni su liderazgo regional, si alinea regulación, concesiones y planificación con esa realidad.

República Dominicana: nueva convocatoria ERNC y regulación de baterías

Con casi 3000 MW ofertados en la licitación de 600 MW renovables con almacenamiento, República Dominicana no solo atrae inversión: marca tendencia. La participación masiva de empresas en este proceso es reflejo de un ecosistema donde se conjugan crecimiento de demanda, voluntad política e incentivos normativos.

En paralelo, la Superintendencia de Electricidad avanzó en la publicación de la resolución SIE‑178‑2025‑MEM, que establece las reglas técnicas mínimas para integrar sistemas de baterías. Esto incluye control de rampas, respuesta de frecuencia y garantías de estabilidad operativa, factores esenciales para una red que suma generación variable.

“República Dominicana probablemente será uno de los mercados más dinámicos de la región. Hay crecimiento sostenido de la demanda eléctrica, turismo e industria, y un regulador que ha venido afinando el marco normativo. El reto no es atraer inversión, sino gestionar bien ese crecimiento para que sea sostenible y eficiente.””, sostuvo Villalobos.

Y en un entorno donde la regulación se vuelve más sofisticada, el financiamiento más exigente y la interacción público‑privada más compleja, no avanzan necesariamente los proyectos más grandes, sino los mejor estructurados.

Así lo planteó Villalobos: “Hoy no alcanza con tener un buen recurso energético o un sponsor sólido; se necesita articular lo legal, lo técnico y lo institucional en una estrategia coherente.”

Los tres países analizados ofrecen oportunidades concretas, pero la ejecución dependerá de variables comunes: contratos que repartan bien los riesgos, normativas técnicas claras, coordinación interinstitucional y reglas que se mantengan estables en el tiempo. Sin esos elementos, la competitividad del sector renovable pierde tracción, incluso si la demanda crece.

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Factiun abre filial en Italia y refuerza su estrategia de expansión internacional en el mercado fotovoltaico

Factiun, empresa especializada en el diseño y suministro de estructuras y trackers para plantas fotovoltaicas a gran escala, anuncia la apertura de su filial en Italia, un paso clave dentro de su política de expansión internacional y de refuerzo de su presencia en mercados estratégicos para la transición energética.

La entrada directa en el mercado italiano responde al crecimiento sostenido del sector fotovoltaico en el país, impulsado por los objetivos europeos de descarbonización, el aumento de proyectos utility-scale y la necesidad de soluciones técnicas altamente especializadas, adaptadas tanto a las condiciones del terreno como a la normativa local.

Como parte de esta implantación, Factiun ha reforzado su estructura en Italia con la incorporación de perfiles estratégicos de amplia experiencia en el sector. La nueva filial estará liderada por Raffaella Bisconti, quien asume el cargo de Country Manager – Italy, y contará con Andrea Giordano como Construction Manager, fortaleciendo así las capacidades técnicas, operativas y de gestión de proyectos en el país.

Italia se consolida como uno de los mercados solares más relevantes del sur de Europa, con un pipeline creciente de nuevos desarrollos y una clara apuesta por tecnologías que maximicen la eficiencia, la durabilidad y la optimización del terreno. En este contexto, Factiun trasladará al país su know-how en soluciones como Factiun TRX®, su tracker solar, y Factiun FIX®, su sistema de estructura fija, ambos diseñados para proyectos de gran escala y entornos complejos, incluidos desarrollos que requieren compatibilizar la producción energética con otros usos del suelo, como la agrivoltaica.

Gracias a la capacidad de adaptación de sus soluciones estructurales, Factiun puede dar respuesta a proyectos que integran generación fotovoltaica y actividad agrícola, una tipología con creciente interés en Italia por su contribución a la sostenibilidad, la eficiencia del territorio y la aceptación social de las instalaciones solares.

El grupo cuenta además con experiencia previa en el mercado italiano, donde ya ha participado en distintos proyectos fotovoltaicos, aportando soluciones técnicas con Factiun TRX® adaptadas a las particularidades del territorio. Esta trayectoria previa ha sido clave para consolidar la decisión de establecer una presencia local permanente.

En línea con esta apuesta estratégica, Factiun refuerza también su visibilidad y posicionamiento en el mercado italiano con su participación en KEY – The Energy Transition Expo, una de las ferias de referencia del sector energético en Europa, que se celebra en Rimini. La presencia en este evento permite a la compañía afianzar relaciones con promotores, EPCs y actores clave del sector, así como mostrar sus soluciones tecnológicas para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos utility-scale.

“La apertura de esta filial en Italia es un paso natural en nuestra evolución como compañía internacional. Nos permite estar más cerca del mercado, entender mejor sus necesidades específicas y aportar soluciones técnicas de alto valor añadido, respaldadas por un equipo local y por la experiencia acumulada del grupo en el país”, señala Pablo Landa, CEO de Factiun.

Con esta implantación, Factiun continúa avanzando en su estrategia de crecimiento internacional, que ya le ha llevado a desarrollar proyectos y presencia comercial en distintos países europeos, reafirmando su posicionamiento como proveedor tecnológico de referencia en el ámbito de las energías renovables.

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4 de cada 10 MWh consumidos en Argentina ya se cubren con renovables

La Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) de Argentina dio a conocer los principales indicadores de generación renovable de 2025 en base a datos oficiales de CAMMESA.

Durante 2025, las energías renovables cubrieron el 40,21% de la demanda eléctrica nacional (contando grandes hidroeléctricas), consolidando su aporte estructural a la matriz energética argentina. Esto significa que, de cada 10 MWh consumidos en el país, 4 MWh fueron abastecidos con energía renovable.

En ese contexto, los socios de la CEA registraron 16284 GWh, equivalente al 68,8% de la generación nacional eólica y solar, y por décimo año consecutivo mantuvieron un rol protagónico en el desarrollo del sector, reafirmando el liderazgo de la Cámara como espacio representativo del sector y su cadena de valor en Argentina.

En 2025, la generación renovable alcanzó un total de 56799 GWh. Asimismo, la demanda total de energía eléctrica alcanzó 141.249,245 GWh y la generación renovable permitió cubrir el 40,21% de dicha demanda.

En cuanto a la composición tecnológica de la matriz renovable 2025, el aporte se explicó principalmente por:

  • 52,2% Hidro > 50 MW
  • 2,5% Hidro < 50 MW  (Pequeños aprovechamientos hidráulicos)
  • 33,4% Eólica
  • 9,2% Solar
  • 2,8% Bioenergías (Biomasa + Biogás)

En paralelo, el desempeño del sector energético continuó consolidándose como motor de la actividad económica y del comercio exterior. Según destacó recientemente el Ministerio de Economía, 2025 marcó un récord histórico del saldo comercial energético, con el superávit más alto del que se tiene registro (USD 7.815 millones), y exportaciones también récord por USD 11.086 millones. En este marco, la energía continúa consolidando su aporte al crecimiento económico, a partir de mayor previsibilidad y reglas claras para la inversión privada.

En este contexto, cabe señalar que del superávit comercial energético superior a los siete mil millones de dólares, aproximadamente un 20% se explica por el desplazamiento de generación térmica basada en gasoil y fuel oil hacia energías renovables no convencionales.

Si bien el saldo comercial positivo está fuertemente asociado al crecimiento de Vaca Muerta, resulta relevante destacar que el sector de las energías renovables también ha contribuido de manera significativa a este resultado, particularmente a través de la reducción de importaciones de combustibles líquidos para generación eléctrica.

Durante 2025, el sector renovable también avanzó en la consolidación de su crecimiento mediante el ingreso en operación de nueva capacidad instalada: se incorporaron 738 MW de nueva potencia renovable. En particular, se registró la entrada en operación de nuevos proyectos solares, eólicos y de bioenergía en distintas provincias del país, mediante contratos MATER, RenovAR y RenMDI, entre otros esquemas.

Entre las incorporaciones del año se destacan desarrollos solares en Mendoza (Anchoris y Los Molles), Chaco (La Perla, Charata y Villa Ángela), Córdoba (Villa de María Río Seco) y Salta (Granja Solar San Carlos), así como proyectos eólicos en Buenos Aires (La Rinconada y Vientos Olavarría) y centrales de biomasa en Corrientes y Misiones.

Más allá de los indicadores de generación, la CEA destacó el fortalecimiento de la cadena de valor renovable, integrada por desarrollo de proyectos, ingeniería, logística, proveedores técnicos e industriales, operación y mantenimiento (O&M), monitoreo y digitalización, con impacto directo en empleo calificado, inversión y desarrollo territorial.

Y de cara a 2026, la Cámara remarcó la importancia de sostener el crecimiento del sector con reglas previsibles, planificación de infraestructura eléctrica y fortalecimiento continuo de la cadena de valor local.

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