La Superintendencia de Electricidad de República Dominicana, a través de la entrada en vigor de la Resolución SIE-007-2026-REG, formalizó por primera vez un esquema integral para que usuarios – generadores conecten sus sistemas —principalmente de origen renovable— a las redes de distribución en media y baja tensión.
El reglamento, de cumplimiento obligatorio, redefine procedimientos, criterios técnicos y compensaciones económicas, en línea con las exigencias de un sistema eléctrico más participativo y eficiente.
A partir de ahora, todas las solicitudes deberán tramitarse a través de una plataforma digital, que cada distribuidora tendrá que habilitar en un plazo máximo de 30 días laborables. El proceso incluye dos etapas claras: una certificación de factibilidad —que no podrá demorar más de 10 días hábiles— y una inspección final tras la cual se instalará un medidor bidireccional digital y se firmará el acta de interconexión.
La potencia máxima permitida estará limitada por el consumo histórico del usuario, con un 10% adicional en baja tensión (hasta 10 kW) y 5% en media tensión; sumado a que se introducen exigencias de calidad como control de distorsión armónica, límites de parpadeo (flicker) y obligación de integrar protecciones anti-isla, interruptores de acoplamiento y sistemas bajo norma IEEE 1547.
Uno de los puntos más relevantes es la estructura de facturación bajo el modelo de medición neta, ya que el balance de energía se realizará mes a mes y, si el usuario inyecta más de lo que consume y los créditos se trasladarán al siguiente periodo.
Además, el reglamento dispone que al 31 de enero de cada año, los excedentes no utilizados se pagarán al 100% del precio promedio de referencia publicado por la CNE. El esquema incluye también un cargo fijo y, en algunos casos, un 25% del cargo por uso de red aplicado sobre la energía inyectada.
Un contexto de expansión renovable
La normativa llega en un momento clave para el sector energético dominicano con más de 30 empresas que compiten por adjudicarse 600 MW renovables, con propuestas que en total suman casi 3000 MW. Esto confirma que la existencia de reglas claras moviliza capital y acelera la inversión en infraestructura energética descentralizada.
En paralelo, la SIE publicó un marco técnico obligatorio para sistemas de almacenamiento BESS, que exige funcionalidades como control de frecuencia, rampas, regulación de tensión sin referencia externa y capacidad de operar en modo «grid forming». Asimismo, los sistemas deberán reportar en tiempo real su estado de carga y parámetros operativos al Centro de Control de Energía y al Organismo Coordinador.
«La resolución no es aislada, sino un pilar técnico en la construcción de un marco regulatorio integral”, habría declarado en exclusiva el superintendente de Electricidad, Andrés Astacio.
La resolución también contempla un período de transición de cinco años para que los usuarios con contratos anteriores de medición neta puedan adaptarse a las nuevas condiciones sin afectar derechos adquiridos. Las empresas distribuidoras, por su parte, deberán informar mensualmente a la SIE sobre nuevos proyectos conectados, fortaleciendo el control regulatorio y la trazabilidad del parque distribuido.
Con esta medida, República Dominicana se alinea con las mejores prácticas internacionales, asegurando calidad técnica, seguridad operativa y una señal económica directa para los usuarios generadores. La resolución no solo moderniza el vínculo entre quienes producen energía y la red, sino que crea condiciones concretas para que la autogeneración renovable siga creciendo con respaldo normativo, previsibilidad y retorno económico.
Puerto Rico se encuentra en la antesala de un avance histórico en su transición energética: luego de una década de dilaciones, el país podría superar el umbral del 20% de participación verde en su matriz, una meta originalmente planteada para años atrás.
“En 2026 varios proyectos de energía renovable a gran escala finalmente comenzarán a aportarle energía y almacenamiento a la red”, sostuvo Ramón-Luis Nieves, abogado energético y ex senador de San Juan, quien destacó que muchos de esos desarrollos ya se encuentran en construcción y podrían modificar el escenario energético nacional.
Mientras tanto, la generación distribuida mantiene un crecimiento sostenido y sin precedentes a nivel global.
Según el último informe de LUMA Energy presentado al Negociado de Energía de Puerto Rico, al cierre de septiembre de 2025 se contabilizaban más de 180000 clientes bajo medición neta, con una capacidad instalada superior a los 1335 MW. El ritmo de nuevas conexiones —unas 4150 altas mensuales— permitirá superar los 200000 abonados durante el primer trimestre de 2026.
Actualmente, más del 10% de los usuarios del sistema eléctrico ya cuenta con generación solar, en su mayoría acompañada de baterías. Este nivel de adopción posiciona a Puerto Rico como líder mundial en generación distribuida residencial y comercial, tanto por la proporción de usuarios como por la velocidad de expansión.
Además de los desarrollos privados a gran escala, los proyectos de base comunitaria ganan protagonismo. Impulsados por cooperativas y organizaciones sociales, muchos de ellos nacieron tras el paso del huracán María en 2017. Hoy exhiben capacidad técnica, financiación y visión estratégica, consolidándose como actores permanentes del ecosistema renovable.
“Creo que los proyectos de base comunitaria están entrando en una etapa interesante de madurez y experiencia, trascendiendo el modelo basado en la emergencia”, explicó Nieves, al destacar que estas iniciativas están dejando atrás la lógica asistencial para integrarse a los modelos de generación sustentable.
En paralelo, el Proyecto Hostos, que busca conectar a Puerto Rico con República Dominicana a través de un cable submarino, podría avanzar durante 2026 si se destraban aspectos regulatorios clave. Esta infraestructura abriría una nueva etapa en la integración energética regional.
Entre retrocesos federales y una regulación sin dirección
El marco regulatorio enfrenta cuestionamientos por su escasa capacidad de ejecución. La Ley Núm. 1-2025, que establece un objetivo del 100% de energías renovables para 2050, dejó sin mecanismos concretos para alcanzar metas intermedias. Nieves remarcó que al Negociado de Energía le faltó un mandato expreso para conducir ese proceso, y advirtió que desde la sanción de la ley en 2010 no se han cumplido los objetivos legales de transición.
En ese contexto, el nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR) será clave. Su discusión comienza este año, y el especialista señala que, pese a la falta de exigencias explícitas, el regulador podría fijar nuevas metas técnicas vinculantes. De ser así, se abriría una hoja de ruta para reactivar el cumplimiento de la ley.
Otro frente de conflicto es la política de incentivos. La eliminación progresiva del Investment Tax Credit (ITC), decidida por la administración Trump, impuso un plazo acotado para que los desarrolladores logren permisos y conexión antes de perder el beneficio. Desde el Ejecutivo, tanto la gobernadora Jenniffer González Colón como el zar energético Josué Colón activaron órdenes y gestiones para acelerar los procesos regulatorios.
A su vez, se discute en la Legislatura una propuesta que eliminaría la exención contributiva para la compra de paneles solares y baterías, lo que encarecería significativamente la transición energética y afectaría el acceso de los hogares y comercios a la autogeneración.
En paralelo al despliegue renovable, el regulador aprobó a fines de 2025 las enmiendas al contrato de Energiza, la primera planta térmica proyectada en más de veinte años. De ejecutarse, aportaría 528 MW de capacidad principal y 450 MW de respaldo, reactivando la infraestructura fósil en el sistema eléctrico.
Una posición ambivalente en la región
Puerto Rico ocupa una posición dual en el panorama latinoamericano. Lidera ampliamente en generación distribuida, pero arrastra rezagos crónicos en la ejecución de proyectos a gran escala. Con el ingreso de nuevas plantas solares y sistemas de almacenamiento en 2026, sumado al avance comunitario, la isla podría comenzar a equilibrar su matriz y acelerar su transición.
“Puerto Rico es líder y está a la delantera en la generación distribuida. No creo exista jurisdicción comparable en cuanto al crecimiento en este renglón”, expresó Nieves. A pesar de los desafíos, sostuvo que existe un entorno competitivo en expansión y que, con planificación adecuada, el país podrá cumplir sus metas y consolidar un modelo energético resiliente y limpio.
Fuentes vinculadas a la empresa Techint indicaron que se evalúa presentar una denuncia por dumping en el caso de la licitación ganada por la firma Welspun (India) para proveer la tubería del gasoducto diseñado en el proyecto FLNG de Southern Energy, de producción de Gas Natural Licuado en plantas flotantes para su exportación desde Río Negro. La oferta calificada en el primer lugar fue de 203 millones de dólares.
La presentación ante las autoridades competentes por parte de Tenaris, empresa del Grupo Techint, haría hincapié en que se trató de una oferta realizada a precios de dumping, con tubos indios fabricados con chapa china, y que debería procurarse “evitar el daño a la producción local y el empleo asociado”.
Tenaris es el principal fabricante de tubos de acero con y sin costura del mundo, tiene plantas productivas en 17 países y más de 26.000 empleados a nivel global.
“En condiciones de competencia leal, la oferta de Tenaris para el proyecto FLNG de Southern Energy es competitiva con el precio internacional. La diferencia que circuló del 40 % entre la oferta que resultó ganadora y la de Tenaris es falsa”, argumentó la fuente consultada.
La secuencia de lo acontecido en este proceso licitatorio, señalaron las fuentes, es que contra una oferta realizada a precios de dumping , Tenaris ofreció, en una carta enviada al directorio del SESA, “igualar las condiciones comerciales de la oferta alternativa” con el objetivo de “preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular, el cual representa más del 60 % del mercado argentino de tubería…”
Y se refiere que el régimen de incentivos RIGI en sus considerandos establece entre sus objetivos principales “fomentar el desarrollo de las cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión”. Sin embargo, con este proyecto va a ocurrir todo lo contrario. Con ingresos fiscales que cede el Estado nacional (y todos los argentinos), se financia el trabajo en la India y China”.
“Por el contrario, las empresas argentinas aún trabajan en un entorno poco competitivo con impuestos distorsivos como el impuesto al cheque (nacional), ingresos brutos (provinciales) y tasas municipales (locales) que penalizan la agregación de valor”, se puntualizó.
Hoy Tenaris-Siat emplea a 420 personas y, por cada empleado de la compañía, se estima que hay otros 4 empleos asociados en su cadena de valor.
“El debate de fondo es si queremos ser Noruega o Nigeria. Vaca Muerta y la minería pueden contribuir con el desarrollo de valor agregado nacional. O podemos seguir el otro camino, el de la primarización de la economía”, remarcaron las fuentes empresarias.
El martes 27 el presidente de la Nación, Javier Milei, calificó al empresario Paolo Rocca de “Don Chatarrín de los Tubitos Caros”, en una escalada de la controversia con el presidente del principal grupo industrial del país, que el lunes 26 también tuvo como protagonista al Federico Sturzenegger, ministro de Desregulación. Este funcionario sostuvo que “Caños más caros implican menor rentabilidad del proyecto, menores inversiones, menos empleo, menos exportaciones”.
“No proveerse de insumos más baratos sería un mal negocio para las empresas y para el país. Si queremos ser competitivos no podemos imponer ineficiencias laborales, ni sobrecostos en los insumos”, agregó Sturzenegger. No se explayó acerca de las supuestas ineficiencias laborales.
El Proyecto Argentina FLNG (Southern Energy SESA) fue encarado por el Consorcio liderado por Pan American Energy (PAE), YPF, y Pampa Energía.
Ubicado en la zona del Golfo San Matías (Río Negro), utilizará buques FLNG, como el “Hilli Episeyo” de Golar LNG, que operará por 20 años.
La Infraestructura incluye gasoductos para transportar el gas desde la Cuenca Neuquina hasta la costa. La producción de GNL procurada estará entre 12 y 18 millones de toneladas anuales (MTA).
Welspun será la proveedora del proyecto de los caños para el proyecto de LNG de Southern Energy.
La novedad de que la compañía Welspun será la proveedora de los caños de acero para el proyecto de Southern Energy S.A (SESA) sacudió el tablero de Vaca Muerta. Por primera vez en 70 años una empresa extranjera dejó fuera de una licitación en Argentina al Grupo Techint de Paolo Rocca sacando a la luz una serie de debates acerca de las ventajas competitivas de las proveedoras asiáticas y el alcance los beneficios fiscales del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
La empresa india logró la victoria en la licitación para la provisión de 500 kilómetros de cañerías para transportar el gas de Vaca Muerta hacia las costas de Río Negro tras hacer una oferta de US$ 200 millones. Pero, ¿quién es el gigante indio que derrotó a Paolo Rocca?
De comerciante a multimillonario
Balkrishan Goenka fundó su primera empresa cuando tenía 19 años.
Welspun Group es un conglomerado industrial de la India diversificado en diferentes rubros industriales. Fue fundado por Balkrishan Goenka, un comerciante indio nacido en el seno de una familia que vendía legumbres y que en 1985 con 19 años decidió fundar su propia empresa textil proveedora de artículos para el hogar como ropa de cama y toallones. Actualmente, factura unos US$ 5000 millones y emplea a unas 35.000 personas.
Tras su creación, 10 años más tarde la compañía decidió diversificar su producción para comenzar con la fabricación de caños para la industria del oil&gas, fundando así su primera planta de tuberías en 1998. Este negocio le permitió a Welspun expandirse fuertemente en el mundo y dar un salto internacional al convertirse en un proveedor global con fuerte presencia en proyectos para Estados Unidos, Canadá y Arabia Saudita.
De esta forma logró tender una red global de plantas estratégicamente ubicadas en la India, Estados Unidos y Arabia Saudita para abastecer proyectos energéticos en todo el mundo. En su país, Balkrishan Goenka tiene su principal base con cuatro instalaciones, una de las cuales Anjar es reconocida como una de las más grandes del mundo.
Luego de incursionar en la industria petrolera con la provisión de caños, la empresa fundó la rama Welspun Enterprise para la construcción de infraestructura y proyectos energéticos que incluye tendido de rutas, ingeniería y diseño de plantas y la exploración de hidrocarburos offshore y onshore.
Tras obtener la victoria en la licitación argentina, ahora el centro de la polémica se centra en que los tubos indios serían fabricados con chapas provenientes de China, país que suele recibir múltiples denuncias por comercializar productos por debajo de sus costos para ganar mercados, lo que le habría dado a Wespun la ventaja competitiva en el proceso. Sin embargo, la información oficial obtenida por este medio da cuenta que la firma adquiere el acero de empresas como ArcelorMittal, que controla a Acindar, y de TataSteel, otra empresa de la India.
La cercanía con los proyectos de GNL
La provisión de caños de acero se convirtió en una de las principales estrategias corporativas del Grupo Welspun que le permitió posicionarse en 50 países y acercarse a los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) como el de Southern Energy.
Según detalla en su sitio web, en 2007 la firma participó en la provisión de caños para el proyecto Keystone Pipeline de Canadá, una red de 3450 kilómetros de oleoductos que une ese país con Estados Unidos y que le dió la llave para ingresar al negocio norteamericano.
La compañía también fue la proveedora de 118 kilómetros de caños para el proyecto Perú LNG que permitió que ese país cuente con una terminal de exportación de gas licuado desde el año 2010. Paradójicamente, fue la empresa Techint la que realizó el tendido de ese ducto que cuenta con el Récord Guinnes por ser el gasoducto más alto del mundo por llegar hasta los 4.900 metros sobre el nivel del mar.
El año pasado, la empresa india firmó dos megacontratos por u$s715 millones para el suministro de tuberías revestidas para proyectos de infraestructura de gas natural y Líquidos de Gas Natural (NGLs) en Estados Unidos que se ejecutarán entre finales de este año y el 2027.
Recientemente, Wilspun logró hacerse con la compulsa para proveer con 500 kilómetros de cañerías para el proyecto de Southern Energy que permitirá exportar GNL desde finales de 2027 a través de la puesta en marcha del primer barco licuefactor que llegará a las costas del Golfo San Matías, en Río Negro. El proyecto logró recientemente un acuerdo para proveer de dos toneladas de gas licuado por año a Alemania durante 8 años.
El Gobierno Nacional prorrogó la declaración de Emergencia Energética hasta el 31 de diciembre de 2027, y a la vez puso en marcha un nuevo esquema para el abastecimiento durante los meses de mayor demanda, por el cual la importación y la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a ser realizadas por el sector privado mediante competencia, quitando ésa función a Enarsa.
Desde el ministerio de Economía se indicó que la medida, dispuesta a través del decreto de necesidad y urgencia (DNU) 49/2026, responde a que no existe actualmente capacidad suficiente de transporte para que todo el gas disponible en cuenca llegue en volumen necesario a los principales centros de consumo, especialmente en el AMBA y el Litoral. Por eso, en invierno es necesario complementar con GNL.
Este cambio se inscribe en la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de ENARSA y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento. En línea con ese objetivo, ENARSA deja de importar y comercializar GNL y el proceso pasa a estar a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.
Economía argumentó que “hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores internacionales —del orden de 15 a 17 U$S por MMBTU— y luego lo vendía a valores equivalentes al precio del Plan Gas, alrededor de 2,7 U$S por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios pagados con recursos de todos los argentinos”. En rigor el precio de los cargamentos variaba de acuerdo con la cotización internacional, y muchas veces la importación fue por debajo del precio señalado por Economía.
El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado.
A partir de esta medida, se asignará por licitación el acceso a la capacidad de regasificación disponible en la terminal de Escobar y quien resulte adjudicado se hará cargo de traer el GNL, regasificarlo e inyectarlo al sistema para abastecer a distribuidoras y generadores eléctricos.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación definirá las condiciones del proceso y los criterios operativos para asegurar previsibilidad. Si el procedimiento no lograra un resultado, ENARSA podrá intervenir de forma transitoria para evitar cualquier riesgo de faltantes.
Para evitar distorsiones en un contexto donde la terminal operativa es única y se vuelve un punto crítico del abastecimiento, el esquema incorpora un precio máximo para el gas regasificado durante el próximo invierno.
Ese tope se fijará en función de un marcador internacional y un adicional que cubrirá los costos logísticos y operativos —flete, regasificación, almacenaje, comercialización y traslado por gasoducto hasta el punto de entrega en Cardales. Además, ese adicional se determinará mediante un procedimiento competitivo entre empresas, de modo de reflejar eficiencia y asegurar la mejor oferta disponible.
El objetivo, se explicó, es garantizar el suministro cuando más se necesita, ordenar la formación de precios a través de competencia y avanzar en un mercado más transparente, donde el Estado deje de actuar como operador y se enfoque en asegurar reglas y control para el funcionamiento del sistema.
Petrobras espera comenzar a producir petróleo y gas en SEAP en 2030.
La Agencia Nacional de Petróleo del Brasil (ANP) aprobó este lunes el plan de desarrollo de Petrobras para Sergipe Aguas Profundas (SEAP), uno de los mayores proyectos de gas natural en Brasil. SEAP tendrá un gasoducto con capacidad para transportar a la costa hasta 18 millones de metros cúbicospor día de gas.
La petrolera estatal brasileña tomó en diciembre una decisión final de inversión (FID) que aún faltaba para avanzar con el proyecto offshore completo, que en lo productivo consistirá de dos plataformas FPSO, cada una con una capacidad para producir 120.000 barriles por día de petróleo y 12 MMm3/d de gas natural.
La primera fase o plataforma del proyecto, denominada SEAP 2, y el gasoducto tienen previsto un inicio de operaciones para 2030. No está claro cuándo ingresará en operación la segunda fase, SEAP 1.
La fase SEAP 2 engloba yacimientos con petróleo liviano, entre 38 y 41 grados API, pertenecientes a los campos de Budião, Budião Noroeste y Budião Sudeste, ubicados aproximadamente a 80 km de la costa.
Sergipe Aguas Profundas: 25 años de producción de hidrocarburos aprobados
La ANP aprobó el plan de desarrollo del proyecto Sergipe Aguas Profundas presentado por Petrobras, en donde espera producir hidrocarburos durante 25 años como mínimo.
El plan abarca siete campos distintos, aunque el organismo regulador objetó el tratamiento por separado de dos campos y exigió fusionarlos. Petrobras tendrá 60 días para presentar los planos con la nueva demarcación.
El dato llamativo es que la ANP también prorrogó los contratos de concesión de las áreas antes del inicio de la producción, una decisión sin precedentes que sin embargo, busca dar garantías al proyecto.
De esta forma, la concesión para operar SEAP 2 será hasta fines de 2055. La concesión para SEAP 1 será hasta diciembre de 2027.
La ANP estimó que con esta prórroga el Estado federal sumará US$ 1400 millones adicionales en la recaudación por regalías e impuestos. También habrá un aumento del 14,5% en la recuperación de petróleo y gas.
«Es una oferta muy significativa, crucial dada la caída que se viene observando desde Bolivia en nuestro suministro de gas«, dijeron en la ANP.
La importancia de SEAP para Petrobras y Brasil
En Petrobras consideran el proyecto Sergipe Aguas Profundas como uno de los más importantes en su cartera en los próximo años, desde el punto de vista del volumen de producción y suministro de gas.
«Nuestra actividad en la Cuenca Sergipe-Alagoas es consistente con nuestra estrategia de enfocarnos en activos de alto valor en aguas profundas, incluso en escenarios de bajos precios de petróleo y gas«, informó la petrolera.
El proyecto SEAP está ubicado en la cuenca Sergipe-Alagoas, en el noreste de Brasil, entre los estados de Sergipe y Alagoas. Sergipe está conectada a la red troncal nacional en la sección operada por TAG.
TAG opera 4500 kilómetros de gasoductos a lo largo de parte de la costa Sudeste y Nordeste del país. En Sergipe hay una terminal de importación de GNL que de 2024 está conectada a la red de TAG.
Las moléculas provenientes desde SEAP permitirían reducir las importaciones de GNL en el noreste del país. También existen algunos proyectos para poder llevar más gas del sureste al noreste.
Petrobras: avance de la perforación en el Margem Equatorial
Petrobras avanza cada vez más hacia las aguas en el noreste y norte del país en búsqueda de nuevos reservorios que permitan evitar el declino de producción de petróleo esperado para después de 2030.
La petrolera comenzó la perforación a finales de 2025 de su primer pozo exploratorio de petróleo en el Margem Equatorial, la nueva frontera petrolera offshore estratégica que el gobierno de Lula da Silva busca desarrollar en el norte del Brasil. Sin embargo, detuvo temporalmente la perforación este mes al detectar un derrame de fluido de exploración.
La ANP estima que el volumen de recursos de petróleo y gas natural en la zona ronda los 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente.
El Gobierno nacional publicó una normativa que apunta a implementar un nuevo esquema por el cual la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a manos del sector privado, desplazando de ese rol a la estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa) de su rol histórico como comprador e intermediario en el mercado energético, empresa que atraviesa un complejo proceso de privatización. Desde lo político, el gobierno de Javier Milei apunta a desplazar al Estado de una actividad que durante los dos gobiernos de Cristina Kirchner estuvo investigada por corrupción. Incluso en 2008, Enarsa llegó a pagar un adelanto a una empresa española por un cargamento de GNL que nunca arribó al país. El caso se conoció Perla Negra, en referencia al buque homónimo de la proyecto cinematográfico Piratas del Caribe.
Para viabilizar este proceso de traspaso operativo, el Poder Ejecutivo publicó este martes en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026, que prorroga en su artículo 1 la Emergencia del Sector Energéticohasta el 31 de diciembre de 2027 en los segmentos de transporte y distribución de gas. En junio último se había decidido una prórroga para todo el sistema que vence el 9 de julio de 2026.
A través de un mecanismo de competencia, las empresas privadas asumirán la responsabilidad de asegurar el abastecimiento durante los meses de mayor demanda invernal, período en el año en que las compras de GNL son justificadas por la falta de capacidad suficiente en los gasoductos para traer el fluido de la Cuenca Neuquina hacia el Area Metropolitana Buenos Aires y el Litoral.
Bajo este nuevo marco, la Secretaría de Energía licitará el acceso a la capacidad de regasificación de la terminal de Escobar. El adjudicado deberá gestionar la compra de los cargamentos de GNL, coordinar la logística de los buques metaneros e inyectar el gas al sistema para abastecer a las distribuidoras y centrales térmicas.
Tal como había adelantado EconoJournal en diciembre, esa operatoria quedará en manos de un único operador privado que, como comercializador, deberá navegar la volatilidad de los precios del GNL, influenciados por las tendencias globales y la demanda estacional. Históricamente, la Argentina accede a este mercado con contratos spot a comienzos de cada temporada para cubrir los picos invernales, en al menos dos o tres tandas de licitación.
Ahora, mientras la operatoria comercial quedará limitada a la relación entre privados, el importador y su offtaker, el precio a negociar será el de mercado, por lo cual sin subsidio directo. Sin embargo, el gobierno aún no aclaró si se va a cubrir esa diferencia entre el valor del combustible importado y el precio local que las distribuidoras pagan por el Plan Gas, o ese costo se trasladará pleno a la demanda.
Operador privado y precio máximo
La Secretaría de Energía explicó que esta nueva dinámica responde a «la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de Enarsa y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento».
En línea con ese objetivo, Enarsa deja de importar y comercializar GNL, abandonando el esquema de subsidios donde compraba el insumo a precios internacionales para venderlo a valores del Plan Gas. Ahora, el proceso pasa a estará a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.
El viceministro de Economía, Daniel González, había adelantado los planes con la comercialización de GNL en el último Energy Day de EconoJournal.
Es que hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores de US$ 11 a US$ 13 por MMBTU y luego lo vendía localmente a alrededor de US$ 2,70 por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios. «El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado, con reglas claras», sentenció la cartera energética.
Como la terminal de Escobar es el único punto de inyección operativa para GNL importado, el Gobierno decidió -en el artículo 2 del Decreto de hoy- «establecer un precio máximo transitorio para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL que se importe para el abastecimiento de los dos próximos períodos invernales».
«Dicho precio no podrá ser superior al marcador internacional que la Secretaría de Energía, del Ministerio de Economía considere, más un valor en dólares necesario para cubrir todos los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la localidad de Los Cardales», en la zona norte de la provincia de Buenos Aires.
El comercializador será seleccionado mediante un procedimiento competitivo donde la eficiencia en estos costos logísticos será el factor determinante. El punto de entrega en Los Cardales es fundamental para la arquitectura del sistema, ya que permite la vinculación técnica con los gasoductos de TGN que alimentan la zona de mayor consumo del país.
El rol de contralor
El DNU 49/2026 mantiene un rol para la empresa estatal de seguridad en el proceso de comercialización de GNL, ya que si la licitación para el privado no llegara a buen puerto o se viera durante el avance del año que las compras resultan insuficientes, Enarsa conservará la potestad de intervenir de forma transitoria para evitar faltantes de suministro.
Para el Gobierno, la operación eficiente de la comercialización del GNL, tanto la importación desde el mercado mundial, como la venta en el sistema argentino en forma competitiva entre los distintos actores de distribución, generación e industria, requiere concentrar la comercialización en un único operador privado.
Un operador privado tendrá a su cargo la importación y comercialización local del Gas Natural Licuado desde este invierno.
En términos técnicos, el acceso unificado y coordinado a las instalaciones de la Terminal permitirá evitar conflictos en la programación logística y asignación de ventanas de arribo (“slots”) para los buques metaneros, y dificultades en la gestión coordinada del inventario de GNL en los tanques de la FSRU, contribuyendo a la optimización del proceso de regasificación.
Además, se considera que permite controlar de mejor manera las complejidades en la coordinación de las maniobras de amarre, conexión y desconexión de los brazos de transferencia criogénicos y operaciones de trasvase de GNL de buque a buque, disminuyendo el riesgo de incidentes y demoras en la respuesta ante emergencias.
Toda esta operatoria requiere una coordinación que ahora quedará bajo responsabilidad de un trader privado, bajo la supervisión de la Secretaría de Energía y el Enargas, hasta tanto se formalice el nuevo ente unificado de control eléctrico y gasífero.
El Chocón, una de las dos principales represas que se reprivatizaron y quedó en manos de MSU, a través de BML inversora.
FIX SCR, la agencia calificadora de riesgo, resolvió elevar la nota crediticia de las empresas MSU Energy y MSU Green Energy, una decisión que se alinea con la expansión estratégica del Grupo MSU en el mercado energético de la Argentina. El movimiento técnico ocurre tras la reciente incorporación de la Hidroeléctrica El Chocón al portafolio del holding, fortaleciendo su escala en el sector.
Las dos empresas energéticas forman parte del Grupo MSU, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea, quien realizó la oferta ganadora en la licitación por la represa de El Chocón a través de BML inversora, por un monto de US$ 235.671.294.
De esta manera, a partir de la firma de contratos realizada a fines de diciembre, MSU se quedó con esta central ubicada sobre el Río Limay que poseeuna capacidad instalada de 1418 MW. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.
Asi, en el caso de MSU Energy, de acuerdo a lo informado este lunes al mercado, la calificación ascendió a AA-(arg) con perspectiva estable. Los analistas de FIX fundamentaron este incremento en la solidez del negocio consolidado y en la previsibilidad de sus flujos de fondos.
Según el reporte de la calificadora, la compañía posee una estructura financiera robusta que se beneficia de un entorno macroeconómico y regulatorio en proceso de normalización, factor que reduce riesgos estructurales y dinamiza las inversiones.
El crecimiento sostenido del grupo, impulsado tanto por la gestión de la central El Chocón como por nuevos proyectos estratégicos, permite proyectar una visión de largo plazo orientada a la creación de valor y una mayor capacidad operativa.
El desempeño de las renovables
Por su parte, MSU Green Energy alcanzó la calificación A+(arg) con perspectiva estable. Esta mejora se sustenta en un modelo de negocio con alta previsibilidad, ya que cuenta con su capacidad de generación contratada en su totalidad mediante acuerdos de largo plazo.
En ese sentido, se resaltaron aspectos vinculados a que la firma destaca por una cartera diversificada de clientes industriales de primera línea y una capacidad de ejecución técnica en la puesta en marcha de sus parques solares.
Santos Uribelarrea, CEO del Grupo MSU, vinculó esta mejora en el perfil financiero con la estrategia de expansión de la corporación. El directivo señaló que «la nueva calificación refuerza la solidez financiera, amplía el acceso a financiamiento competitivo«.
«Invertimos en infraestructura energética confiable para el desarrollo productivo del país, integrando generación térmica, renovable e hidroeléctrica», afirmó Santos Uribelarrea, al definir que «la mejora crediticia es un compromiso para ampliar el alcance de la energía limpia y proveer soluciones sustentables a industrias y comunidades«.
MSU Green Energy cuenta con 8 parques solares con 335 MW de potencia instalada para generar energía limpia, además de tener dos plantasde almacenamiento de energía eléctrica con baterías -BESS- con una capacidad de 180 Mw, y contar con dos proyectosde parques solares en construcción de energía renovable MATER que agregarán 155 MW,
La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, manifestó su ambición de que el país deje de ser solo el poseedor de las mayores reservas petroleras para convertirse en un gigante productor a nivel mundial, comparable con Estados Unidos, Rusia y Arabia Saudita.
Durante un encuentro con representantes de empresas petroleras nacionales e internacionales, Rodríguez afirmó: “Tenemos que pasar de ser el país con las reservas más grandes de petróleo del planeta a ser un gigante productor, que Venezuela sea un gigante al lado de Rusia, de Estados Unidos, de Arabia Saudita, que seamos gigantes productores de petróleo. (…) Ya basta del título de tener las mayores reservas y que eso no se traduzca en desarrollo para Venezuela”.
El evento formó parte del proceso de consultas para la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, propuesta recientemente a la Asamblea Nacional. En la reunión participaron compañías como Repsol, Chevron, Shell, además de empresas de China, Qatar y firmas locales, y fue transmitida por Venezolana de Televisión (VTV).
Rodríguez señaló que la reforma permitirá que Venezuela “empiece su camino para convertirse” en un “gigante productor del mundo” y destacó que actualmente el país “registra su mayor pico de reservas”.
El gobierno busca incorporar en la nueva ley un tipo de acuerdo llamado “contrato de participación productiva”, un modelo ya aplicado con empresas como Chevron que, según expertos, facilita una mayor participación privada. La funcionaria resaltó que este esquema ha permitido a Chevron “tener la producción más alta en los últimos 25 años en Venezuela”.
Por su parte, el presidente de la Asamblea Nacional, Jorge Rodríguez, aseguró que la única forma de que la producción petrolera crezca “de manera exponencial” es con la llegada inmediata de inversión extranjera, garantizando que los recursos ingresen “sin ningún tipo de preocupación”.
Asimismo, destacó la necesidad de ofrecer “seguridad jurídica” y mecanismos de arbitraje claros para las empresas extranjeras, además de combatir prácticas corruptas durante esta etapa compleja que atraviesa el país.
En 2025, la producción petrolera venezolana alcanzó 1.081.000 barriles por día (bpd), acumulando cinco años consecutivos de crecimiento desde 2021 cuando se produjeron 636.000 bpd, y superando el promedio de 1.013.000 bpd registrado en 2019, según datos oficiales.
Para este año, Venezuela prevé una inversión petrolera de 1.400 millones de dólares, un aumento considerable frente a los casi 900 millones del año anterior, según se anunció en la consulta pública sobre la reforma de la ley de hidrocarburos.
La propuesta también ha generado opiniones diversas: mientras empresarios consideran que fomenta la inversión inmediata, analistas y ejecutivos advierten que se requieren cambios más profundos y que grandes productores estadounidenses podrían mantenerse al margen hasta que haya una reforma más clara y una Asamblea Nacional con mayor oposición.
En paralelo, Chevron ha ampliado su flota y acelerado envíos de crudo venezolano dentro de una nueva estrategia estadounidense, asumiendo mayores volúmenes del proyecto Petroboscan, una empresa conjunta con la estatal PDVSA.
La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, manifestó su ambición de que el país deje de ser solo el poseedor de las mayores reservas petroleras para convertirse en un gigante productor a nivel mundial, comparable con Estados Unidos, Rusia y Arabia Saudita.
Durante un encuentro con representantes de empresas petroleras nacionales e internacionales, Rodríguez afirmó: “Tenemos que pasar de ser el país con las reservas más grandes de petróleo del planeta a ser un gigante productor, que Venezuela sea un gigante al lado de Rusia, de Estados Unidos, de Arabia Saudita, que seamos gigantes productores de petróleo. (…) Ya basta del título de tener las mayores reservas y que eso no se traduzca en desarrollo para Venezuela”.
El evento formó parte del proceso de consultas para la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, propuesta recientemente a la Asamblea Nacional. En la reunión participaron compañías como Repsol, Chevron, Shell, además de empresas de China, Qatar y firmas locales, y fue transmitida por Venezolana de Televisión (VTV).
Rodríguez señaló que la reforma permitirá que Venezuela “empiece su camino para convertirse” en un “gigante productor del mundo” y destacó que actualmente el país “registra su mayor pico de reservas”.
El gobierno busca incorporar en la nueva ley un tipo de acuerdo llamado “contrato de participación productiva”, un modelo ya aplicado con empresas como Chevron que, según expertos, facilita una mayor participación privada. La funcionaria resaltó que este esquema ha permitido a Chevron “tener la producción más alta en los últimos 25 años en Venezuela”.
Por su parte, el presidente de la Asamblea Nacional, Jorge Rodríguez, aseguró que la única forma de que la producción petrolera crezca “de manera exponencial” es con la llegada inmediata de inversión extranjera, garantizando que los recursos ingresen “sin ningún tipo de preocupación”.
Asimismo, destacó la necesidad de ofrecer “seguridad jurídica” y mecanismos de arbitraje claros para las empresas extranjeras, además de combatir prácticas corruptas durante esta etapa compleja que atraviesa el país.
En 2025, la producción petrolera venezolana alcanzó 1.081.000 barriles por día (bpd), acumulando cinco años consecutivos de crecimiento desde 2021 cuando se produjeron 636.000 bpd, y superando el promedio de 1.013.000 bpd registrado en 2019, según datos oficiales.
Para este año, Venezuela prevé una inversión petrolera de 1.400 millones de dólares, un aumento considerable frente a los casi 900 millones del año anterior, según se anunció en la consulta pública sobre la reforma de la ley de hidrocarburos.
La propuesta también ha generado opiniones diversas: mientras empresarios consideran que fomenta la inversión inmediata, analistas y ejecutivos advierten que se requieren cambios más profundos y que grandes productores estadounidenses podrían mantenerse al margen hasta que haya una reforma más clara y una Asamblea Nacional con mayor oposición.
En paralelo, Chevron ha ampliado su flota y acelerado envíos de crudo venezolano dentro de una nueva estrategia estadounidense, asumiendo mayores volúmenes del proyecto Petroboscan, una empresa conjunta con la estatal PDVSA.
Enersa firmó un convenio con el municipio de Aldea Brasilera para avanzar con el desarrollo de un parque solar en esa localidad. El acuerdo fue suscripto por el presidente de Enersa, Uriel Brupbacher; el intendente de Aldea Brasilera, Hugo Ramírez; y el gerente de Sector Energías Renovables de la Empresa, Daniel Schwindt.
El parque contará con una potencia instalada de 300 kWp y estará equipado con aproximadamente 600 paneles solares Trina y 10 inversores Huawei de 30 kW cada uno. Su incorporación permitirá optimizar el funcionamiento del sistema eléctrico en puntos estratégicos de la red de distribución.
Aldea Brasilera presenta condiciones favorables para este tipo de desarrollos. En ese sentido, cabe recordar que Enersa instaló medidores inteligentes que permiten a los usuarios conocer en tiempo real su consumo energético, consultar su historial a través de una aplicación y recibir información directa desde la Empresa. Este salto tecnológico refuerza la transparencia y potencia la relación entre Enersa y sus usuarios, además de sentar las bases para avanzar hacia un esquema de “Smart City”.
La iniciativa forma parte del trabajo que Enersa impulsa junto al Gobierno de Entre Ríos para acompañar el desarrollo productivo regional, modernizar la infraestructura eléctrica y avanzar hacia un modelo energético más sustentable en la Provincia.
Enersa firmó un convenio con el municipio de Aldea Brasilera para avanzar con el desarrollo de un parque solar en esa localidad. El acuerdo fue suscripto por el presidente de Enersa, Uriel Brupbacher; el intendente de Aldea Brasilera, Hugo Ramírez; y el gerente de Sector Energías Renovables de la Empresa, Daniel Schwindt.
El parque contará con una potencia instalada de 300 kWp y estará equipado con aproximadamente 600 paneles solares Trina y 10 inversores Huawei de 30 kW cada uno. Su incorporación permitirá optimizar el funcionamiento del sistema eléctrico en puntos estratégicos de la red de distribución.
Aldea Brasilera presenta condiciones favorables para este tipo de desarrollos. En ese sentido, cabe recordar que Enersa instaló medidores inteligentes que permiten a los usuarios conocer en tiempo real su consumo energético, consultar su historial a través de una aplicación y recibir información directa desde la Empresa. Este salto tecnológico refuerza la transparencia y potencia la relación entre Enersa y sus usuarios, además de sentar las bases para avanzar hacia un esquema de “Smart City”.
La iniciativa forma parte del trabajo que Enersa impulsa junto al Gobierno de Entre Ríos para acompañar el desarrollo productivo regional, modernizar la infraestructura eléctrica y avanzar hacia un modelo energético más sustentable en la Provincia.
Se llevó adelante la ejecución del Golden Row del Parque Solar Arauco I, una etapa fundamental dentro del desarrollo del proyecto que marca el inicio del montaje operativo del parque y consolida los estándares técnicos y de calidad que se aplicarán durante toda la obra.
El Golden Row consiste en la instalación de la primera fila completa de paneles solares, permitiendo verificar en campo la correcta ejecución de todos los componentes del sistema de seguimiento solar: montaje de módulos fotovoltaicos, conexionado eléctrico en corriente continua, puesta a tierra, controles de calidad y cumplimiento de las condiciones de seguridad. Esta instancia funciona además como una jornada técnica de validación y capacitación, donde se alinean criterios entre la ingeniería, la tecnología aplicada y la empresa contratista responsable de la obra.
Durante esta etapa se confirmó que los procedimientos constructivos y los estándares definidos por el fabricante de los seguidores solares se aplican correctamente antes de avanzar con la ejecución a gran escala, estableciendo un modelo de referencia que luego será utilizado como criterio de aceptación del proyecto por parte del cliente.
La jornada contó con la participación de Trina Tracker, compañía líder mundial en soluciones de seguimiento solar para plantas fotovoltaicas de gran escala, con presencia en más de 700 proyectos en más de 60 países, y de solar DQD, empresa especializada en el desarrollo y construcción de parques solares, con más de 1.200 MWp construidos y más de 180.000 paneles instalados en Argentina. La experiencia conjunta entre ambas firmas aporta un sólido know-how técnico que garantiza eficiencia, seguridad y confiabilidad en este tipo de desarrollos.
Una vez finalizado, el Parque Solar Arauco I contará con más de 1.600 seguidores solares y 94.000 paneles fotovoltaicos, alcanzando una capacidad instalada de 50 MW, suficiente para abastecer a más de 52.000 hogares y reducir aproximadamente 53.100 toneladas de CO₂ por año, reafirmando el compromiso de Parque Arauco con la transición energética y la sustentabilidad.
Este proyecto permitirá integrar por primera vez una planta solar al complejo eólico existente, dando origen al mayor parque híbrido eólico–solar de Sudamérica, un desarrollo estratégico no solo para Parque Arauco sino también para la provincia de La Rioja, que continúa posicionándose como referente regional en energías renovables.
Durante el año se realizaron tareas de nivelación, apertura de caminos, ampliación de la estación transformadora Arauco I y el arribo de los primeros componentes del sistema de seguimiento solar. Con tecnología Huawei, seleccionada tras un riguroso proceso internacional, el parque solar prevé iniciar su operación entre marzo y abril del próximo año, consolidando un nuevo paso en el crecimiento energético sostenible de la provincia.
Se llevó adelante la ejecución del Golden Row del Parque Solar Arauco I, una etapa fundamental dentro del desarrollo del proyecto que marca el inicio del montaje operativo del parque y consolida los estándares técnicos y de calidad que se aplicarán durante toda la obra.
El Golden Row consiste en la instalación de la primera fila completa de paneles solares, permitiendo verificar en campo la correcta ejecución de todos los componentes del sistema de seguimiento solar: montaje de módulos fotovoltaicos, conexionado eléctrico en corriente continua, puesta a tierra, controles de calidad y cumplimiento de las condiciones de seguridad. Esta instancia funciona además como una jornada técnica de validación y capacitación, donde se alinean criterios entre la ingeniería, la tecnología aplicada y la empresa contratista responsable de la obra.
Durante esta etapa se confirmó que los procedimientos constructivos y los estándares definidos por el fabricante de los seguidores solares se aplican correctamente antes de avanzar con la ejecución a gran escala, estableciendo un modelo de referencia que luego será utilizado como criterio de aceptación del proyecto por parte del cliente.
La jornada contó con la participación de Trina Tracker, compañía líder mundial en soluciones de seguimiento solar para plantas fotovoltaicas de gran escala, con presencia en más de 700 proyectos en más de 60 países, y de solar DQD, empresa especializada en el desarrollo y construcción de parques solares, con más de 1.200 MWp construidos y más de 180.000 paneles instalados en Argentina. La experiencia conjunta entre ambas firmas aporta un sólido know-how técnico que garantiza eficiencia, seguridad y confiabilidad en este tipo de desarrollos.
Una vez finalizado, el Parque Solar Arauco I contará con más de 1.600 seguidores solares y 94.000 paneles fotovoltaicos, alcanzando una capacidad instalada de 50 MW, suficiente para abastecer a más de 52.000 hogares y reducir aproximadamente 53.100 toneladas de CO₂ por año, reafirmando el compromiso de Parque Arauco con la transición energética y la sustentabilidad.
Este proyecto permitirá integrar por primera vez una planta solar al complejo eólico existente, dando origen al mayor parque híbrido eólico–solar de Sudamérica, un desarrollo estratégico no solo para Parque Arauco sino también para la provincia de La Rioja, que continúa posicionándose como referente regional en energías renovables.
Durante el año se realizaron tareas de nivelación, apertura de caminos, ampliación de la estación transformadora Arauco I y el arribo de los primeros componentes del sistema de seguimiento solar. Con tecnología Huawei, seleccionada tras un riguroso proceso internacional, el parque solar prevé iniciar su operación entre marzo y abril del próximo año, consolidando un nuevo paso en el crecimiento energético sostenible de la provincia.
La empresa Hidrocarburos del Neuquén (HIDENESA) inició el movimiento de la infraestructura de la planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) que se instalará en Moquehue. En los últimos días llegaron los nuevos equipos al tiempo que trasladarán los componentes de la planta que funcionaba en Los Miches, reutilizando de manera estratégica los equipos que quedaron disponibles tras la reciente habilitación del gas natural en esa localidad.
Cabe mencionar que el año pasado el gobernador Rolando Figueroa otorgó un aporte de capital de 2.198 millones de pesos a HIDENESA para financiar la ampliación de la red de gas domiciliaria en Moquehue.
El proyecto contempla la instalación de 12.000 metros lineales de cañería de polietileno, lo que permitirá que 500 nuevos usuarios accedan por primera vez al servicio de GLP. Esta medida representa un salto cualitativo en la calidad de vida de las familias de la zona cordillerana y acompaña el desarrollo turístico y residencial de la localidad.
Además del avance en Moquehue, HIDENESA continuará ejecutando obras de ampliación y mejoras de servicio en distintas localidades del interior, como Antiñir Pilquiñán, Los Carrizos, Las Ovejas, Manzano Amargo y Varvarco. De esta manera, la provincia busca reducir la brecha de infraestructura, garantizando que el recurso energético llegue de manera eficiente a las comunidades que más lo necesitan.
El Gobierno de Río Negro adjudicó a la empresa Pan American Energy (PAE), la exploración del área hidrocarburífera Cinco Saltos Sur, en la Cuenca Neuquina. La compañía invertirá USD 8,58 millones en los próximos dos años, con un plan que incluye estudios exploratorios y perforación.
La adjudicación se concretó tras un proceso licitatorio en el que PAE presentó la mejor oferta técnica y económica. La inversión inicial abarcará estudios geológicos y geofísicos, seguidos de la perforación de un pozo exploratorio clave para determinar el potencial productivo del área. En función de los resultados, la compañía podrá avanzar hacia una etapa de desarrollo con mayor actividad en la zona.
Cinco Saltos Sur no registra actividad desde 1979. En la actualidad, por los resultados obtenidos con los siete pozos no convencionales de los primeros permisos exploratorios, se convierte en un área estratégica para impulsar el desarrollo hidrocarburífero, con especial interés en los recursos de Vaca Muerta.
En particular, todos los trabajos exploratorios deberán cumplir con los requisitos especiales como la elaboración de Estudio de Sensibilidad Ambiental y Social detallado, prestando especial atención a la zona de Perilago, el Arroyón y áreas de viviendas.
Con esta adjudicación, ya son cinco las áreas con objetivo no convencional hacia la formación Vaca Muerta del lado rionegrino de la Cuenca, una concesión de explotación y cuatro permisos exploratorios.
Durante 2025, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro fortaleció el control de las inversiones comprometidas en las prórrogas de concesiones de petróleo y gas, con comisiones técnicas e inspecciones junto a Ambiente y el DPA para verificar el cumplimiento en toda la provincia.
El año pasado, la Provincia alcanzó acuerdos de prórroga con cinco empresas (Vista Energy, Petróleos Sudamericanos, JCR, Quintana Energy y Tecpetrol), que aseguran USD 270,5 millones en inversiones comprometidas, con plazos extendidos hasta 2035 y 2037. Los acuerdos fueron ratificados por la Legislatura provincial, tal cual lo establece la normativa vigente.
Además de los compromisos de inversión, se incluyeron USD 39,1 millones como ingresos extraordinarios para Río Negro y USD 500 mil anuales destinados a programas de capacitación. Según lo establecido por la Ley N° 5733, los municipios y comisiones de fomento sólo pueden aplicar esos recursos a obras y equipamientos, con prohibición expresa de utilizarlos para gastos corrientes.
Sobre fines del año, la Secretaría mantuvo reuniones con operadoras en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos, con participación de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y del Departamento Provincial de Aguas (DPA), para evaluar actividad, cumplimiento de compromisos y proyecciones de trabajo.
“Las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, sostuvo la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
En ese esquema de trabajo, también se realizaron instancias de actualización con Phoenix Global Resources, que tiene un contrato de exploración y ha obtenido buenos resultados en actividad no convencional vinculada a la formación Vaca Muerta, del lado rionegrino de la Cuenca Sedimentaria Neuquina.
A nivel general, la actividad desarrollada durante 2025 incluyó 11 pozos nuevos (siete convencionales y cuatro no convencionales) y 30 intervenciones (workover) para sostener o recuperar la producción y extender la vida útil de pozos existentes.
En campo, la fiscalización se sostiene con inspecciones periódicas y control de parámetros clave: seguridad, ambiente, calidad de agua y niveles de ruido, en coordinación con los organismos provinciales que intervienen en cada operación.
Las agendas de seguimiento continuarán con instancias presenciales ya programadas para el inicio de 2026, sosteniendo un esquema de control sistemático sobre compromisos e inversiones.
En paralelo, el Gobierno Provincial ratificó que, frente a concesiones donde no se alcancen acuerdos, se avanzará con relicitaciones para asegurar la continuidad operativa y la remediación ambiental, priorizando la evaluación de pasivos ambientales y una explotación racional del recurso.
Como parte de las cláusulas vinculadas a las prórrogas, Río Negro consolidó un esquema para garantizar pasantías educativas en empresas hidrocarburíferas mediante actas acuerdo con sedes de la Universidad Nacional de Río Negro y con la FADECS, de la Universidad Nacional del Comahue, a través de un mecanismo de coordinación con la Unidad Provincial de Enlace con Universidades.
El sistema actual eleva la exigencia a cinco pasantes por empresa y prioriza que esas oportunidades sean para estudiantes rionegrinos, articulando perfiles y convocatorias con las universidades.
El Gobierno de Río Negro puso en marcha la modernización de la Estación Transformadora Roca, un proyecto que combina una obra civil con la adquisición de equipamiento tecnológico de vanguardia, convirtiéndola en uno de los nodos eléctricos más modernos de la provincia. Los trabajos serán financiados íntegramente con fondos provinciales con una inversión superior a los $2.500 millones.
El proyecto, que fue diseñado a través del trabajo conjunto entre la Secretaría de Energía de Río Negro y la empresa Transcomahue, significará un salto tecnológico para General Roca.
La inversión tecnológica adicional incluye protecciones de alta tecnología, los sistemas de tableros y gabinetes, reguladores de tensión y medición de precisión.
A través de la actualización de los tableros de protección, control y servicios auxiliares se reducirán los riesgos de fallas y se dotará a la empresa prestadora del servicio de herramientas digitales para una operación más eficiente.
La obra central, adjudicada a la firma Quantum SRL, consiste en la readecuación del antiguo Edificio de Celdas de 33 KV, con el objetivo de adaptarlo para su funcionamiento como nueva Sala de Control. Los trabajos incluyen el reacondicionamiento edilicio total, con pisos, muros, cielorrasos y accesos; y la instalación de sistemas de seguridad y comunicaciones.
El consorcio Southern Energy, integrado por YPF, Pan American Energy (PAE) y Pampa Energía, adjudicó a la empresa india Welspun el contrato para la provisión de caños del gasoducto que conectará la formación Vaca Muerta con la costa de Río Negro y desplazó al Grupo Techint, proveedor tradicional de la infraestructura energética argentina.
Según trascendió de datos de mercado, la oferta de la empresa ganadora estuvo un 40% por debajo de la realizada por la firma que lidera Paolo Rocca.
El ministro de Desregulación del Estado, Federico Sturzenegger defendió el resultado dado el beneficio que representa para el costo de la obra. Si bien la licitación fue entre empresas privadas, el desplazamiento del grupo Techint es de alto impacto político.
LOS TUBOS DE TECHINT. Comparto unas reflexiones sobre esta nota, donde se habla de la adjudicación de caños para un gasoducto importante de Vaca Muerta a una firma india. La noticia es que se deja de lado a @GrupoTechint, uno de los productores de caños más importantes del mundo.… https://t.co/wud1VHi73A
El proyecto es para la provisión de tuberías de acero de gran diámetro para un ducto de aproximadamente 480 a 500 kilómetros, que unirá la planta de Tratayén (Neuquén) con San Antonio Este (Río Negro), base del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL). La firma de la India superó a otros 15 oferentes internacionales de países como China, España, México y Turquía.
En un posteo en redes sociales,Sturzenegger sostuvo que “caños más caros implican menor rentabilidad del proyecto, menores inversiones, menos empleo y menos exportaciones”, validando la competencia internacional bajo el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
“GrupoTechint habría ofrecido los caños 40% más caros. Aunque alguien quizás pensara que aun así debería habérseles adjudicado (de hecho, esa es la lógica del compre nacional, felizmente derogado), creo que eso es indefendible”, señaló el funcionario.
El ministro enfatizó que “caños más caros implican menor rentabilidad del proyecto, menores inversiones, menos empleo, menos exportaciones”.
Como el precio del gas está fijo, ese mayor costo lo hubiéramos pagado quizás con un precio mayor de la energía para miles de empresas (incluyendo pymes) y consumidores”, añadió Srurzenegger. “Es el costo argentino que le dicen”, lanzó.
Por otro lado, recordó que “cada importación genera la necesidad de una exportación. Es decir que la importación a menor costo genera un cambio en el tipo de cambio que genera rentabilidad en otras industrias de exportación con innumerables beneficios de eficiencia, empleo y riqueza. Son los beneficios de la apertura económica”.
Welspun Corp Ltd. es uno de los mayores fabricantes de tubos de acero a nivel global, con una capacidad instalada de 2.55 millones de toneladas anuales. Aunque es reconocida por su división textil, su rama metalúrgica opera plantas en India, Estados Unidos y Arabia Saudita.
El Gobierno nacional oficializó este martes la prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2027, focalizada en los segmentos de transporte y distribución de gas natural. La medida fue dispuesta mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 49/2026 y apunta a garantizar el abastecimiento durante los próximos dos inviernos ante la falta de infraestructura suficiente para llevar el gas de Vaca Muerta a los principales centros de consumo.
Según establece la norma firmada por el presidente Javier Milei y todo su gabinete, las obras de ampliación de los gasoductos “recién entrarían en operación en el período invernal del año 2027”, lo que obliga al país a continuar dependiendo de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir los picos de demanda residencial y la generación de energía eléctrica.
En ese marco, el decreto introduce un cambio significativo en la operatoria del comercio exterior energético: el Estado dejará de actuar como importador directo a través de ENARSA y buscará transferir esa función al sector privado.
Para ello, el Gobierno instruyó a la Secretaría de Energía a realizar un concurso competitivo destinado a seleccionar a un comercializador privado que se encargue de importar el GNL y regasificarlo en la terminal de Escobar, actualmente la única operativa en el país. En los considerandos, el Ejecutivo sostuvo que la intervención estatal previa “ha sido incapaz de dar una solución eficiente y ha implicado erogaciones de mucha envergadura”.
No obstante, y ante la existencia de un monopolio natural por tratarse de una única terminal de ingreso, el DNU fija un precio máximo para la venta de ese gas en el mercado interno durante los inviernos de 2026 y 2027. El tope se calculará en base a un marcador internacional más los costos logísticos, con el objetivo de evitar abusos de posición dominante por parte del futuro operador privado.
El decreto también detalla los motivos que justifican la continuidad de la emergencia. Entre ellos, menciona el cuello de botella en la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Área Metropolitana de Buenos Aires y el Litoral, y la fuerte dependencia del GNL importado para abastecer a los usuarios residenciales y garantizar el funcionamiento de las centrales térmicas en los días de mayor demanda.
Finalmente, la norma contempla un plan alternativo: si el proceso licitatorio no logra adjudicar la importación a un privado, ENARSA deberá retomar la responsabilidad de garantizar el suministro de gas para el sistema energético nacional.
La presentación ingresó al juzgado de Loretta Preska, según dio a conocer el especialista Sebastián Maril a través de sus redes sociales.
“El Gobierno rechazó este pedido explicando que el oro pertenece al BCRA y, al ser una entidad independiente, el Tesoro no tiene acceso a dicha información”, precisó Maril.
🛑La Rep. Argentina esta madrugada respondió al pedido de los beneficiarios del fallo YPF quienes solicitaron a la Juez Preska ordenar al país la producción de una declaración jurada que indique la ubicación y uso de las reservas de oro del BCRA. El Gobierno rechazó este pedido… https://t.co/y2DgNfP5Qppic.twitter.com/12Xz0PdZSH
Por otro lado, también rechazó el pedido de que el ministro de Economía, Luis Caputo, se presente a declarar para dar precisiones sobre el pedido. El Gobierno señaló que le hará el pedido correspondiente al Banco Central.
Los beneficiarios del fallo por US$16.000 millones intentan establecer conexiones para detectar activos que le permitan a la jueza ordenar la ejecución de la sentencia.
Cabe recordar que Argentina apeló el fallo condenatorio de Preska y está a la espera de esa resolución por parte de la Corte de Apelaciones.
Luego de haber perdido la licitación para la provisión de caños destinados al proyecto de exportación de Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA), el Grupo Techint evalúa presentar una denuncia por dumping contra la firma india Welspun que resultó adjudicataria, según indicaron a EconoJournal fuentes vinculadas al holding que encabeza Paolo Rocca. Desde el gobierno aclararon, sin embargo, que los plazos para resolver un planteo como este —si es que se materializara— se extenderían por varios meses, por lo que en la práctica es poco factible poder frenar el avance del proyecto de SESA.
Allegados a Techint sostienen que los tubos indios son fabricados con chapas provenientes de China, país que suele recibir múltiples denuncias por comercializar productos por debajo de sus costos para ganar mercados. Por ese motivo, afirman, la oferta inicial de Welspun terminó siendo la más competitiva.
Pese a ello, la firma liderada por Rocca aseguró, tal como informó este lunes EconoJournal, que una vez que se conocieron las ofertas ofreció, en una carta enviada al directorio de SESA, “igualar las condiciones comerciales de la oferta alternativa» con el objetivo de «preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular, el cual representa más del 60% del mercado argentino de tubería…». Sin embargo, SESA rechazó el pedido por interpretar que se oficializó cuando la adjudicación a Welspun ya era un hecho y los plazos legales estaban expirados.
Tenaris, la siderúrgica de Techint que compitió en la licitación, emplea a 420 personas y, por cada empleado de la compañía, se estima que hay otros 4 empleos asociados en su cadena de valor. Por lo tanto, la perdida de este contrato impactará de lleno sobre esos empleados y la red de proveedores locales.
Sturzenegger respaldó la decisión de Southern Energy
En caso de que se concrete, la denuncia por supuesto dumping deberá ser evaluada por el gobierno, aunque desde el Ejecutivo ya salieron a respaldar el resultado de la licitación. El ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, respaldó el lunes la decisión del consorcio de otorgarle el contrato a la india Welspun y no darle a Techint la posibilidad de igualar la oferta.
“Si las licitaciones se hacen otorgándole un first-refusal a una empresa, es probable que no se presenten muchos oferentes. Sabrían que muchas ofertas que hagan serían inútiles porque habrá una empresa que podrá ganarles luego de ellos presentar su precio. El resultado será mucha menos competencia futura en el sector y, eventualmente, costos más altos”, aseguró el ministro que se mantuvo ajeno a todo el proceso licitatorio.
Desde el Ministerio de Economía, en cambio, monitorearon casi en tiempo real los acontecimientos del concurso realizado por SESA. En la cartera que dirige Luis ‘Toto’ Caputo evitaron intervenir formalmente en el proceso por entender que se trataba de una negociación entre privados, pero sí intentaron extraoficialmente que las partes encuentren una solución ‘sistémica’; algo que al final del día no ocurrió.
Cerca de Techint recogieron el guante y cuestionaron al gobierno. “Con ingresos fiscales que cede el Estado nacional (y todos los argentinos), se financia el trabajo en la India y China. Por el contrario, las empresas argentinas aún trabajan en un entorno poco competitivo con impuestos distorsivos como el impuesto al cheque (nacional), ingresos brutos (provinciales) y tasas municipales (locales) que penalizan la agregación de valor”, remarcaron.
Luego fueron más allá y subrayaron que “el RIGI en sus considerandos establece entre sus objetivos principales ‘fomentar el desarrollo de las cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión’. Sin embargo, con este proyecto va a ocurrir todo lo contrario, aún en un contexto en el que todos los países y regiones como los Estados Unidos y la Unión Europea se defienden de la competencia desleal asiática”.
“El debate de fondo es si queremos ser Noruega o Nigeria. Desarrollados adecuadamente en un ‘proyecto país’, los recursos naturales pueden ser una palanca poderosa para generar divisas, crear empleo de calidad, desarrollos tecnológicos y activos de largo impacto que apuntalen el crecimiento futuro de la Argentina. Vaca Muerta y la minería pueden contribuir con el desarrollo de valor agregado nacional. O podemos seguir el otro camino, el de la primarización de la economía”, concluyeron desde la T.
La respuesta de Southern Energy
Cerca del consorcio que impulsa la exportación de GNL también fijaron posición y relativizaron los argumentos de Techint. “La chapa para el gasoducto no se produce en Argentina y debe ser importada. La chapa que compra Tenaris en Argentina es importada 100% de Brasil, no es ‘compre argentino’. En Argentina, solo plega la chapa y hace la costura a los caños”, remarcaron.
Además, negaron que la oferta de la empresa india se sostenga en una maniobra de dumping y remarcaron que Techint también suele ser un comprador habitual de chapa china. “Welspun producirá los caños en India y ejerció el derecho de comprar la chapa en donde sea más competitivo para el proyecto. No es un caso de dumping. En sus operaciones en Medio Oriente Tenaris compra la chapa en China”, respondieron.
“Casi todos los productos que ingresan a la Argentina tienen una parte de componente chino, incluso aquellos que se fabrican en el país. Con ese criterio, debería haber cientos de casos de dumping (autos chinos, por ejemplo) pero lo cierto es que no hay ninguno”, insistieron.
“Tenaris compra la chapa en Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais (Usiminas), empresa en la que Ternium, la siderúrgica de Techint, ejerce el control, por lo que en los hechos ‘se compra la chapa a sí misma’. Techint aun siendo el dueño de la fábrica de la chapa y de todo el proceso de fabricación no llega a ser competitiva”, concluyeron.
El número de nudos reservados para concurso de generación y Transición Justa (TSJ) asciende en España a 386, con una capacidad total de acceso no disponible para proyectos Modelo de Producción de Energía eléctrica (MPE) de 165.457 MW, según el informe mensual de APPA Renovables actualizado al 1 de diciembre de 2025.
La cifra, provista por MITECO y Red Eléctrica España, refleja la magnitud del espacio reservado para futuros procesos competitivos de acceso a la red.
Del total de capacidad restringida, 176116 MW corresponden a almacenamiento MPE, mientras que 1.674 MW fueron otorgados específicamente a proyectos de autoconsumo MPE, lo que indica un incipiente pero relevante movimiento en ese segmento del mercado. Cataluña se posiciona a la cabeza en términos de capacidad bloqueada, con 22.980 MW no disponibles para MPE, seguida de cerca por Andalucía (25338 MW) y Castilla y León (20635 MW).
Otras regiones con volúmenes significativos incluyen la Comunidad Valenciana (13816 MW), Galicia (12066 MW), Madrid (11723 MW) y Castilla-La Mancha (9747 MW), lo que da cuenta de una distribución amplia del recurso, pero también de desafíos compartidos en materia de capacidad de evacuación. En el extremo opuesto se encuentran comunidades como Navarra (2064 MW), Región de Murcia (1954 MW) y La Rioja (8677 MW), cuyas restricciones, aunque menores en términos absolutos, siguen condicionando el desarrollo regional.
La infraestructura comprometida para almacenamiento también presenta patrones similares, con Cataluña y Andalucía superando los 24.000 MW y 27.000 MW respectivamente, mientras que otras regiones como el País Vasco (17288 MW) y Castilla y León (21436 MW) exhiben altos niveles de saturación. En cuanto a la capacidad asignada a autoconsumo, destacan Castilla y León (566 MW), Aragón (202 MW) y Comunidad Valenciana (211 MW), reflejando un mayor dinamismo en ciertos territorios.
Cabe recordar que, desde 2021, los nudos reservados para concurso se convierten en un instrumento estratégico del sistema eléctrico español, definido por el Real Decreto 1183/2020, que establece que aquellos puntos de la red con capacidad liberada deben ser asignados mediante procedimientos competitivos. Asimismo, los nudos vinculados a la Estrategia de Transición Justa (TSJ) también se mantienen en reserva para garantizar el desarrollo de proyectos renovables en zonas especialmente afectadas por el cierre de instalaciones térmicas o industriales, fomentando así la reactivación económica y social de dichos territorios.
La evolución respecto a meses anteriores muestra un crecimiento sostenido: según APPA, el número de nudos reservados exclusivamente para demanda ya alcanza los 80, lo que implica un aumento de cinco unidades respecto al mes anterior. Andalucía lidera esta categoría con 19 nudos, seguida por Castilla y León (12), Aragón (10), Castilla-La Mancha (9) y Madrid (7). En este contexto, algunas comunidades aún no cuentan con nudos habilitados para demanda, como Cantabria, La Rioja, Navarra y Asturias.
Por otro lado, el informe también incluye el detalle de las solicitudes de acceso de demanda en la Red de Transporte, lo que permite visualizar el apetito creciente por parte de diferentes actores. El total de potencia solicitada en diciembre supera los 90426 MW, con 122 solicitudes registradas. Entre ellas, destaca el caso del almacenamiento, que concentra 37371 MW, lo que representa el segundo tipo de solicitud con mayor volumen y confirma un crecimiento sin precedentes en este segmento.
Se trata de un nuevo pico histórico en solicitudes de acceso para instalaciones de almacenamiento que consumirán energía desde la red, ya sea como sistemas autónomos o integrados con generación. Esta cifra supera con amplitud los valores reportados en meses anteriores y consolida al almacenamiento como un actor central en la transformación del sistema eléctrico. Además, 25.597 MW corresponden a instalaciones en régimen de autoconsumo conectadas en posiciones de evacuación de generación, reflejando la consolidación de esta modalidad dentro de la planificación eléctrica nacional.
El análisis de estas cifras deja en evidencia la presión creciente sobre los puntos de conexión en la red de transporte, donde la apertura de concursos será clave para descongestionar el sistema y habilitar nueva capacidad renovable. En palabras del propio documento institucional, la capacidad de acceso representa “la potencia activa máxima que podrá inyectarse a la red”, lo que pone en valor cada MW reservado en estos nodos como un recurso estratégico.
Así, mientras España se aproxima a una nueva ola de concursos de acceso, la fotografía actual del sistema revela una competencia territorial compleja, con actores expectantes por participar en un mercado que se ve condicionado por la disponibilidad física de la red. El mapa de los nudos reservados no solo refleja la realidad técnica del sistema eléctrico, sino también las tensiones regulatorias y la necesidad de planificación a largo plazo para alcanzar los objetivos de transición energética.
La provincia de Buenos Aires oficializó recientemente una resolución clave que marca un cambio estructural en el desarrollo de la generación distribuida: se habilita la modalidad comunitaria, que permite a múltiples usuarios —con puntos de suministro independientes— asociarse para desarrollar proyectos colectivos de energía renovable, compartir el autoconsumo y monetizar los excedentes que inyecten a la red.
“La necesidad era ganar escala para viabilizar las inversiones”, explicó el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, en diálogo con Energía Estratégica.
La decisión surge de un proceso de diálogo con múltiples actores del sector energético, tanto públicos como privados, que venían señalando la limitación de la escala individual para hacer rentable este tipo de desarrollos.
“Es parte del proceso de expansión de la generación distribuida, de la diversificación de nuestra matriz, pero después, además, la necesidad que tenían muchos sectores de poder hacer algo que es una inversión más equilibrada para ellos”, añadió Ghioni.
El reglamento establece reglas técnicas, contractuales y económicas claras para proyectos superiores a 10 kW, lo que otorga mayor previsibilidad al inversor. A su vez, quienes se inscriban en el RUGER (Registro Único de Generadores de Energías Renovables) podrán acceder a los beneficios fiscales de la Ley 15.325, incluyendo una articulación directa con ARBA, lo que optimiza el retorno de inversión.
La medida apunta directamente a sectores como PyMEs, cooperativas, municipios, parques industriales y comunidades urbanas o rurales, que se podrían sumarse como usuarios – generadores, ampliando los 22,61 MW de capacidad instalada bajo la Ley N° 27424.
“La potencialidad es grande, dependerá de lo económico, de cómo impactan las tarifas, el financiamiento y el tipo de cambios. Son tres factores que hacen al retorno de inversión para el usuario”, indicó el funcionario.
En este contexto, el Banco Provincia aparece como un aliado clave para acompañar financieramente estos proyectos. Según confirmó el entrevistado, la entidad ya posee líneas de financiamiento para generación distribuida y esta modalidad “podría acoplarse”.
De hecho, la entidad ha participado activamente en diversas actividades de difusión sobre la ley, consolidando un marco institucional favorable al despliegue del modelo.
“Este es un punto más que da claridad normativa y el Banco Provincia siempre acompaña estos proyectos”, afirmó Ghioni, reforzando la idea de que el nuevo esquema regulatorio no sólo habilita una figura legal, sino que cuenta con herramientas para su implementación efectiva.
Paralelamente, Buenos Aires continúa con el desarrollo de proyectos solares de generación distribuida a mayor escala. El subsecretario adelanta que durante este año se prevé la finalización de la construcción y puesta en marcha del primer parque solar provincial, desarrollado en la costa bonaerense por la empresa estatal Buenos Aires Energía (BAESA).
Una de las novedades dentro de los proyectos del PROINGED es la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías en los nuevos desarrollos, para enfrentar desafíos técnicos en zonas con redes débiles.
“Los proyectos del PROINGED los estamos evaluando, porque tenemos que resolver un problema puntual de las líneas. Y el almacenamiento es una herramienta que está funcionando, con lo cual la seguiremos expandiendo”, manifestó Ghioni.
Para el sector privado, su incorporación marca un cambio de paradigma en la forma de planificar el sistema eléctrico, al permitir mayor flexibilidad, confiabilidad y capacidad de integración de energías renovables variables.
“Las baterías son una herramienta crítica para acompañar la transición energética, especialmente si queremos reducir la dependencia de la generación convencional en momentos de alta demanda”, señaló Ottoniel Isaias Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG).
Los BESS permitirán absorber excedentes de generación solar y eólica, mitigar los efectos de su intermitencia y evitar congestiones en puntos críticos de la red.
En paralelo, el plan también contempla la expansión de líneas en 69, 138, 230 y 400 kV, electrificación rural y reducción de pérdidas técnicas, pero desde el sector renovable aseguran que la novedad más relevante es la inclusión del almacenamiento como infraestructura estratégica. El diseño a largo plazo busca responder a la creciente demanda, la presión ambiental y los objetivos de descarbonización.
Pese al avance que representa la incorporación de BESS, desde el sector privado advierten que la transición no podrá completarse sin una apertura del mercado eléctrico. Hoy, los autoproductores y generadores distribuidos no pueden participar directamente, lo que limita la inversión, la competencia y el desarrollo descentralizado.
“El sistema actual no permite que pequeños productores participen en condiciones justas. Abrir el mercado es clave para dinamizar la inversión y generar competencia”, indicó Alfaro. La habilitación del mercado minorista permitiría bajar tarifas, atraer capital privado y democratizar el acceso a la energía limpia.
Además, el sector subraya la necesidad de acompañar la expansión técnica con una estrategia de participación ciudadana que evite futuros conflictos. La propuesta incluye promover consultas comunitarias anticipadas y diseños de infraestructura más flexibles, adaptables a contextos sociales y territoriales diversos.
Desde AAERG también destacan que la combinación entre nuevas líneas, almacenamiento y eficiencia operativa podría posicionar a Guatemala como líder regional en integración renovable, siempre que se logre consolidar un marco normativo actualizado.
“Veo en este plan una oportunidad para impulsar la competitividad y la sostenibilidad del país”, concluyó Alfaro, aunque remarcó que para cumplir esos objetivos es necesario articular planificación técnica, regulación moderna y compromiso con los territorios.
La Cámara de Proveedores Mineros de Santa Cruz (CAPROMISA) ha presentado una propuesta ambiciosa para transformar el esquema productivo de la provincia: el modelo “90-10”. Esta iniciativa busca que el 90% de la mano de obra y de la contratación de servicios en los proyectos mineros sea de origen local, dejando solo un 10% para cubrir necesidades técnicas específicas que no puedan ser satisfechas dentro de la región.
1. El objetivo del esquema 90-10
La propuesta de la Cámara apunta a fortalecer el “Compre Local” y asegurar que la renta generada por la actividad minera permanezca y circule en Santa Cruz. Según CAPROMISA, es necesario evolucionar hacia un compromiso firme de las operadoras para desarrollar la cadena de valor provincial, garantizando que las pymes locales tengan prioridad efectiva en las licitaciones y contratos de servicios de mantenimiento, logística y suministros.
2. Reforma de la Ley de Proveedores
Desde la entidad sostienen que la normativa actual debe ser revisada para evitar la contratación de empresas de fuera de la provincia en rubros donde ya existe capacidad instalada local. La reforma propuesta busca establecer mecanismos de control más estrictos y un registro de proveedores transparente que facilite el cumplimiento del cupo del 90%, impulsando así un crecimiento sostenido del empleo privado en las comunidades cercanas a los yacimientos.
3. Fortalecimiento de las PyMEs
Para los proveedores santacruceños, este modelo representa una oportunidad de previsibilidad. CAPROMISA destaca que, con un mercado asegurado por ley, las pymes locales pueden invertir con mayor confianza en tecnología y capacitación. Este esquema busca consolidar un ecosistema industrial robusto que no solo sirva a la minería actual, sino que desarrolle capacidades técnicas competitivas a largo plazo para toda la región.
La Visión de Runrún Energético:
El modelo 90-10 propuesto por CAPROMISA es una apuesta por el desarrollo territorial real. En Runrún, creemos que la industria extractiva solo es plenamente eficiente cuando logra integrar de manera profunda a su cadena de valor local. Priorizar a los proveedores de la región no es solo una cuestión de pertenencia, sino de optimización logística y licencia social. Para que la energía y la minería sigan siendo los motores del país, es fundamental que la inversión se traduzca en una red de proveedores fuerte, tecnificada y competitiva.
La operadora independiente GeoPark reportó un sólido cierre de año al alcanzar una producción promedio de 28.419 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) durante el cuarto trimestre de 2025. Este desempeño estuvo impulsado por la actividad en sus activos estratégicos de la región y, fundamentalmente, por su expansión en Vaca Muerta, donde la compañía ha fortalecido su inventario de perforación y su capacidad operativa a lo largo del año.
Vaca Muerta, Argentina, December 23, 2016: Extraction of unconventional oil. Battery of pumping trucks for hydraulic fracturing (Fracking).
1. Récord de producción y eficiencia
El salto productivo de la compañía refleja el éxito de su estrategia de crecimiento orgánico y adquisiciones selectivas. Durante el último trimestre de 2025, GeoPark logró consolidar su volumen de extracción apoyada en el buen desempeño de sus bloques, manteniendo un ritmo operativo que le permite posicionarse como un actor relevante entre las empresas independientes que operan en la Cuenca Neuquina y otros mercados regionales como Colombia y Ecuador.
2. Fortaleza financiera y retorno al accionista
El reporte de la compañía destaca un flujo de caja de operaciones de $105,4 millones en el período. Esta solidez financiera permitió a GeoPark ejecutar una política activa de retorno al accionista, destinando $10,2 millones a la recompra de acciones y manteniendo el pago de dividendos. La capacidad de generar caja propia mientras se financia la expansión en el shale subraya la eficiencia en la gestión de costos de la operadora al cierre del ejercicio 2025.
3. Expansión estratégica en la Cuenca Neuquina
Un hito clave para el crecimiento de GeoPark ha sido la consolidación en los bloques Mata Mora Norte y Confluencia Sur, en asociación con Phoenix Global Resources. Esta operación no solo ha incrementado su producción de crudo liviano, sino que le otorga acceso a infraestructura de transporte, acelerando la puesta en valor de sus reservas no convencionales y asegurando una plataforma de crecimiento sostenido.
La Visión de Runrún Energético:
En el mercado energético, la capacidad de ejecución define a los ganadores. En Runrún, observamos que el caso de GeoPark ratifica el atractivo de Vaca Muerta para operadoras independientes que buscan escala y eficiencia. Lograr un flujo de caja sólido al finalizar el 2025 mientras se expande la huella operativa en el shale es una señal de madurez para el sector. La llegada de nuevos jugadores y la consolidación de sus inversiones aseguran un ecosistema más diverso y dinámico, fundamental para el desarrollo sostenido de los recursos del país.
En una definición clave para el avance del megaproyecto de GNL liderado por YPF, la empresa india Welspun resultó adjudicada para la provisión de los caños destinados a la construcción del gasoducto que transportará el recurso desde Vaca Muerta. La firma asiática logró imponerse en el proceso licitatorio frente a la propuesta presentada por el Grupo Techint, marcando un hito en la competencia por los grandes contratos de infraestructura energética en Argentina.
1. El factor competitividad en la decisión
La adjudicación a Welspun se fundamentó en las condiciones competitivas ofrecidas por la compañía internacional. Para el desarrollo del proyecto de exportación de GNL, la optimización de los costos de los insumos básicos es un factor determinante. Este resultado pone de relieve los desafíos que enfrentan los proveedores locales ante jugadores globales que cuentan con grandes escalas de producción y estructuras de costos internacionales.
2. Impacto en la industria siderúrgica local
La decisión de YPF de optar por un proveedor extranjero genera un fuerte impacto en el sector metalmecánico nacional, dado que el Grupo Techint es el referente histórico en la fabricación de tuberías de alta calidad en la región. La licitación subraya una tendencia hacia la apertura del mercado, donde la eficiencia en los precios de los materiales críticos se vuelve la prioridad para asegurar la viabilidad económica de las obras de gran escala.
3. Hacia estándares de costos internacionales
La elección de una firma india para una obra de esta magnitud confirma la búsqueda de estándares de costos globales para el gas argentino. El proyecto de GNL requiere inversiones de capital masivas y, en ese contexto, la compulsa de precios busca garantizar que la infraestructura sea lo más eficiente posible. Esto posiciona a Vaca Muerta dentro de un esquema de competencia donde los proveedores de todo el mundo pujan por participar en la cadena de valor del shale.
La Visión de Runrún Energético:
En un escenario de mercado globalizado, la competencia por los grandes proyectos de infraestructura es intensa. En Runrún, entendemos que hitos como esta licitación son parte de la transición hacia estándares internacionales de costos. Creemos en el valor de la industria nacional; sin embargo, el desafío actual pasa por acompañar la calidad técnica con estructuras de costos que permitan competir frente a los grandes jugadores del exterior. Vaca Muerta exige una eficiencia constante para asegurar que los proyectos de exportación de Argentina sean competitivos en el mundo.
La provincia de Río Negro ha dado un paso clave en la expansión de su frontera hidrocarburífera al autorizar a la empresa Pan American Energy (PAE) a iniciar trabajos de exploración en el bloque Cinco Saltos Norte. La apuesta busca evaluar el potencial de la formación Vaca Muerta en un área que permanecía inactiva desde 1979, cuando se perforó un pozo que fue abandonado por falta de productividad comercial con las herramientas de aquel momento.
1. Tecnología actual para reservorios históricos
El proyecto contempla una inversión inicial de 6,7 millones de dólares. El objetivo de PAE es reingresar al pozo existente, denominado “Cinco Saltos x-1”, para realizar estudios técnicos y determinar si la formación no convencional es productiva en esta zona de la provincia. Lo que hace 45 años fue considerado un pozo sin éxito, hoy será testeado con las modernas técnicas de estimulación hidráulica que definen la eficiencia de Vaca Muerta.
2. Ampliación del mapa productivo provincial
Esta iniciativa es parte de la estrategia del Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, para reactivar áreas que el mercado había dejado de lado. De confirmarse la viabilidad técnica del bloque, la provincia no solo sumará nuevas reservas, sino que logrará poner en valor miles de hectáreas que estuvieron fuera del radar inversor durante más de cuatro décadas, expandiendo la actividad fuera del núcleo tradicional de producción.
3. El inicio de una etapa exploratoria de frontera
La habilitación a PAE marca el comienzo de una etapa de evaluación que será fundamental para el futuro energético de la región. La exploración de esta zona de frontera técnica permite testear la continuidad geológica de Vaca Muerta hacia el este de la cuenca. Este movimiento demuestra que el avance del conocimiento técnico y la inversión privada son los motores necesarios para transformar antiguos pozos inactivos en nuevos activos productivos para la provincia.
La Visión de Runrún Energético:
La reapertura de un área cerrada desde 1979 es un recordatorio de que los recursos naturales se convierten en riqueza cuando se aplican la inversión y la tecnología adecuada. En Runrún, sostenemos que el avance sobre zonas de frontera técnica es una señal de confianza en el potencial geológico de Río Negro. Que se retomen pozos inactivos hace más de 45 años demuestra que Vaca Muerta todavía tiene mucho territorio por explorar y que los límites de la cuenca se siguen expandiendo hacia nuevas oportunidades.
La aplicación de tasas municipales sobre la carga de combustibles se ha convertido en uno de los puntos de mayor tensión entre los intendentes de la provincia de Buenos Aires y el Gobierno Nacional. Este recargo, que se suma al precio final por cada litro de nafta o gasoil, ha generado una ola de presentaciones judiciales y cruces políticos que ponen en debate la autonomía municipal frente a las regulaciones nacionales sobre transparencia de precios.
1. El conflicto por la “Tasa Vial”
Varios distritos bonaerenses aplican este gravamen destinado, en teoría, al mantenimiento de la red vial. Sin embargo, el Gobierno Nacional, a través de la Secretaría de Comercio, ha prohibido que las tasas locales se incluyan de forma solapada en las facturas de servicios y busca que los cargos sean claramente visibles para el consumidor. Esto ha provocado que muchos municipios tengan que defender la legalidad de este cobro ante la justicia para evitar el desfinanciamiento de sus obras locales.
2. Judicialización y amparos
La disputa ya escaló a los tribunales. Mientras el Ministerio de Economía de la Nación sostiene que estos recargos distorsionan los precios finales y constituyen una carga impositiva injustificada, los jefes comunales argumentan que es una facultad constitucional de los municipios para sostener servicios esenciales. Algunos juzgados ya han dictado medidas cautelares a favor de los municipios, mientras que otros casos avanzan hacia instancias superiores como la Corte Suprema de Justicia.
3. Impacto en los estacioneros y usuarios
Para los dueños de estaciones de servicio, esta tasa representa una complejidad administrativa y una presión extra sobre el precio, afectando la competitividad frente a distritos vecinos que no la aplican. Por su parte, el usuario final termina pagando un valor diferenciado según la jurisdicción donde cargue, lo que ha generado una marcada disparidad de precios en el Gran Buenos Aires y el interior provincial, alimentando el malestar de los consumidores en un contexto de constantes ajustes en el sector.
La Visión de Runrún Energético:
La proliferación de tasas municipales sobre el combustible es una muestra de las distorsiones que enfrenta el sistema energético cuando se cruza con las urgencias fiscales locales. En Runrún, creemos que la transparencia es fundamental: el usuario tiene derecho a saber exactamente qué está pagando. Si bien los municipios necesitan recursos, cargar sistemáticamente sobre el insumo básico de la logística y la movilidad no es el camino más eficiente. Es necesaria una armonización tributaria nacional que evite estas “aduanas interiores” que solo agregan fricción y falta de previsibilidad a un mercado de combustibles que ya opera bajo una fuerte presión de costos.
A través del DNU 26/2026 publicado este lunes, el Poder Ejecutivo nacional introdujo modificaciones estructurales al Plan Gas.Ar. La medida principal establece un Precio Anual Uniforme o “Precio Flat”, para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Esto con el fin de eliminar los saltos tarifarios que afectaban a los hogares durante los meses de mayor demanda. Con este nuevo esquema, el costo del fluido se prorrateará a lo largo de los 12 meses, otorgando mayor previsibilidad financiera a los usuarios.
1. Implementación del Precio Anual Uniforme
El decreto faculta a la Secretaría de Energía a fijar un valor promedio anualizado para el gas. Este mecanismo, conocido como “Precio Flat”, busca que el impacto estacional del invierno no recaiga de forma abrupta sobre el bolsillo de los consumidores residenciales. El Estado Nacional continuará asumiendo el pago de las diferencias entre el precio ofertado por las empresas productoras y el valor establecido para los usuarios en la factura final.
2. Incentivos para contratos entre privados
La reforma introduce herramientas para que las empresas comiencen a migrar sus contratos vigentes en el Plan Gas.Ar hacia acuerdos directos de compraventa entre privados. Aquellas operadoras que opten por la cesión total o parcial de sus contratos de suministro verán simplificadas sus obligaciones regulatorias. El objetivo es reducir gradualmente la intervención estatal y fomentar un mercado de gas basado en negociaciones directas entre productores y consumidores.
3. Sostenibilidad del sistema y cadena de pagos
La normativa aclara que estos cambios no modifican los precios que las operadoras perciben por el gas inyectado bajo los contratos ya firmados. Al evitar que las facturas de invierno resulten impagables para un sector de la población, el Gobierno busca reducir los niveles de morosidad y asegurar que la cadena de pagos hacia las productoras se mantenga estable, permitiendo la continuidad de las inversiones en el sector.
La Visión de Runrún Energético:
El “Precio Flat” es una herramienta de pragmatismo financiero. En Runrún, creemos que estabilizar la carga de pago del usuario a lo largo del año reduce la morosidad y permite que la transición hacia precios de mercado sea más sostenible. El gran desafío de esta reforma será la gestión de los saldos compensatorios por parte de las autoridades: la eficiencia del sistema depende de que el Estado cumpla en tiempo y forma con las productoras para no comprometer el ritmo de perforación en Vaca Muerta. La anualización es un alivio para el hogar, pero exige una gestión administrativa impecable.
El potencial de Vaca Muerta para abastecer al mercado brasileño tiene un punto crítico de definición: el estado de San Pablo. Según los análisis de infraestructura y demanda, aunque Argentina avance en sus obras de transporte, el éxito de las exportaciones depende de la capacidad de absorción del polo industrial paulista. San Pablo consume cerca del 50% de los 100 millones de metros cúbicos diarios que demanda Brasil, posicionándose como el cliente estratégico para el gas neuquino ante el declino de la oferta boliviana.
1. El límite de la red interna brasileña
El verdadero “cuello de botella” no reside solo en los gasoductos troncales de integración, sino en la infraestructura interna de Brasil. Para que el gas de Vaca Muerta llegue de forma masiva a las industrias de San Pablo, es necesario que la red de transporte brasileña realice adecuaciones y ampliaciones en sus tramos finales. Sin estas obras del lado brasileño, el flujo de gas argentino encontrará un límite físico insalvable para su distribución en el mercado de mayor consumo.
2. El reemplazo del declino boliviano
La oportunidad para Vaca Muerta se acelera ante la caída productiva de Bolivia, que históricamente ha sido el principal proveedor de la región. San Pablo necesita asegurar un suministro estable y a precios competitivos para mantener su actividad industrial. En este escenario, el gas argentino aparece como la opción más viable, siempre y cuando se despejen los obstáculos logísticos que impiden que el fluido llegue con la presión y el volumen necesarios al corazón productivo de Brasil.
3. La demanda como motor del proyecto
El mercado brasileño, y específicamente el paulista, es el que otorga escala al desarrollo de Vaca Muerta. La integración energética real depende de que la oferta argentina y la capacidad de transporte brasileña se sincronicen. El análisis advierte que la planificación debe contemplar el sistema de punta a punta: desde la boca de pozo en Neuquén hasta la red de distribución final en San Pablo, para evitar que la inversión en ductos quede subutilizada por limitaciones en el destino.
La Visión de Runrún Energético:
En el mercado del gas, la demanda es la que manda. En Runrún, observamos que el éxito de Vaca Muerta en Brasil no termina en la frontera. San Pablo es el objetivo estratégico, pero la logística interna de Brasil es hoy el factor que define el techo de nuestras exportaciones. La integración energética real requiere que los esfuerzos de infraestructura sean coordinados: el recurso argentino solo generará riqueza plena si el destino final tiene la capacidad de recibirlo. La diplomacia comercial y técnica debe enfocarse hoy en despejar esos cuellos de botella para que el gas fluya hacia el mercado más grande de Sudamérica.
La espera terminó para el ecosistema educativo de la Cuenca Neuquina. El Instituto Vaca Muerta, el ambicioso polo de formación técnica diseñado para abastecer la demanda de mano de obra especializada, ya tiene fecha confirmada para el inicio de sus actividades en Neuquén. Con el objetivo de cerrar la brecha entre la educación secundaria y las exigencias de la industria del shale, las autoridades lanzaron además un programa previo de “conocimientos básicos” para preparar a los aspirantes antes de su ingreso formal.
1. El puente hacia el empleo real
El Instituto nace como una respuesta directa a los cuellos de botella en la contratación de personal local. No se trata de formación académica tradicional, sino de una currícula diseñada en conjunto con las operadoras para garantizar que cada egresado maneje las competencias técnicas que hoy requiere un yacimiento de alta eficiencia. La apertura de puertas marca un hito en la infraestructura social que acompaña el desarrollo de Vaca Muerta.
2. Nivelación: El primer paso de la excelencia
Dada la complejidad de las tareas en pozo y plantas de tratamiento, el Gobierno y los responsables del Instituto han decidido implementar un curso de preparación previo. Este programa busca nivelar a los jóvenes en materias críticas como matemática aplicada, seguridad industrial y lógica de procesos. “Queremos que el ingreso sea masivo pero que la formación sea de elite; por eso los preparamos para que no fracasen en los primeros módulos”, señalaron desde la coordinación educativa.
3. Impacto en la competitividad regional
Para las empresas de servicios (pymes y grandes operadoras), la puesta en marcha del Instituto significa una reducción drástica en los costos de inducción y entrenamiento inicial. Al contar con técnicos que ya comprenden la dinámica del upstream, las compañías pueden acelerar sus curvas de aprendizaje y mejorar la productividad por trabajador, un factor clave para mantener los costos operativos bajo control en un escenario de precios competitivos.
La Visión de Runrún Energético:
La capacitación es la inversión con mayor retorno en la industria energética. En Runrún, celebramos que el Instituto Vaca Muerta no solo abra sus puertas, sino que entienda que la ‘nivelación’ es el paso previo necesario para no bajar el estándar de calidad. En una economía de mercado, el talento es como nuestras reservas de gas: un recurso inmenso que solo genera riqueza real cuando se invierte en la infraestructura necesaria para desarrollarlo. Formar jóvenes bajo estos estándares de excelencia es asegurar que el potencial del subsuelo se transforme en desarrollo real y duradero para la región.”
El grupo ArcelorMittal, uno de los mayores productores de acero a nivel global y controlador de Acindar en el país, formalizó su ingreso al sector minero local. Para ello, constituyó la sociedad ArcelorMittal Mining Argentina, inscripta oficialmente el 11 de diciembre de 2025 ante la Inspección General de Justicia (IGJ). El objetivo de esta nueva firma es analizar y aprovechar las oportunidades que ofrece el sector minero en Argentina, abarcando desde la exploración hasta la comercialización de minerales.
1. Alcance de la nueva sociedad
ArcelorMittal Mining Argentina S.A.U. fue constituida con un capital inicial de $30 millones, aportado por su accionista único, ArcelorMittal Netherlands B.V. La compañía está habilitada para realizar exploración, extracción, procesamiento y comercialización de minerales, tanto en el país como en el exterior. Además, el estatuto le permite participar en licitaciones públicas y privadas y ofrecer servicios tecnológicos y de infraestructura asociados a la actividad.
2. Contexto estratégico y diversificación
El ingreso al negocio minero aparece como una alternativa de expansión frente al complejo escenario que atraviesa la industria siderúrgica y la construcción en Argentina. Hasta el momento, el grupo participaba de forma indirecta mediante la provisión de insumos para la molienda de minerales. Con esta nueva estructura, busca captar el dinamismo de un sector que el año pasado alcanzó exportaciones por u$s6.000 millones.
3. Conducción y perfil global
La presidencia de la nueva unidad minera está a cargo de Armando Isasmendi, abogado con trayectoria en el sector y ex director de YPF. A nivel internacional, ArcelorMittal ya es uno de los cinco principales productores de mineral de hierro y carbón metalúrgico, con operaciones de escala en países como Liberia, Canadá y Ucrania, lo que le permite abastecer su propia red global de plantas siderúrgicas.
Frente a un nuevo aumento de las temperaturas en gran parte del país, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) recuerda la importancia de hacer un uso eficiente de la energía eléctrica en los hogares.
Adoptar hábitos responsables no sólo permite cuidar el consumo y el bolsillo, sino también contribuye al buen funcionamiento del sistema eléctrico durante los momentos de mayor demanda.
Entre las principales recomendaciones se destacan:
Ajustar el aire acondicionado entre 24°C y 26°C: cada grado por debajo incrementa el consumo en aproximadamente un 8%. Apagar los equipos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores mejora la eficiencia. Además, asegurar puertas y ventanas antes de encenderlos ayuda a evitar pérdidas de frío y optimiza su rendimiento.
Evitar la simultaneidad de equipos de alto consumo: el uso al mismo tiempo de varios artefactos eléctricos incrementa la demanda sobre la red. Separar los horarios de funcionamiento, como en el caso del aire acondicionado y el lavarropas, significa un uso más eficiente de la energía.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda: realizar estas actividades temprano por la mañana o al anochecer no reduce la energía total consumida, pero sí ayuda a disminuir los picos de demanda del sistema.
Optimizar la iluminación: aprovechar la luz natural durante el día y reemplazar lámparas incandescentes o de bajo consumo por tecnología LED, que permite ahorrar hasta un 80% de energía.
Desconectar electrodomésticos en stand-by: aunque no estén en uso, continúan consumiendo energía. Este consumo innecesario puede representar entre un 5% y un 10% del total de la factura eléctrica.
En promedio, un hogar residencial utiliza entre 250 y 350 kWh por mes en condiciones normales. Durante el verano, ese consumo puede incrementarse entre un 30% y un 60%, principalmente por el uso de equipos de refrigeración.
En ese sentido, conocer cuáles son los electrodomésticos de mayor consumo resulta clave para promover un uso responsable de la energía y generar un ahorro en la boleta. Entre ellos se destacan (valores aproximados, según uso y modelo):
● Aire acondicionado: entre 1.000 y 2.500 W
● Horno eléctrico: entre 1.500 y 2.000 W
● Pava eléctrica: entre 1.500 y 2.000 W
● Lavarropas: entre 500 y 2.000 W por ciclo, según temperatura del agua
● Heladera: entre 100 y 300 W (consumo continuo)
● Televisores y dispositivos electrónicos: entre 40 y 200 W
El uso eficiente de la energía se basa en pequeños gestos cotidianos que están al alcance de todos. Estas acciones colaboran con el cuidado del ambiente y la estabilidad del sistema eléctrico, que cuenta con infraestructura avanzada y con el trabajo permanente de más de 60 mil colaboradores de las empresas distribuidoras, comprometidos con garantizar el suministro de energía a millones de argentinos durante todo el año.
Andreani inauguró una planta en Neuquén como parte de su plan de inversión en infraestructura para el desarrollo de Vaca Muerta.
La empresa de servicios integrales en logística Andreani inauguró una nueva planta en la ciudad de Neuquén como parte de su plan de inversión en infraestructura para acompañar el desarrollo sostenido de Vaca Muerta y la creciente demanda logística de la industria de oil & gas.
La nueva planta de Andreani está ubicada sobre la Ruta de Circunvalación Neuquén–Plottier, en el kilómetros 1.458 y cuenta con 3.000 metros cuadrados (m²) cubiertos. Fue diseñada específicamente para el movimiento de grandes volúmenes, triplicando la capacidad de almacenamiento previa de la compañía en la región.
En paralelo, Andreani continuará operando el depósito que posee sobre la misma traza, a 700 metros de distancia, fortaleciendo así la cadena de valor logística con una mirada sostenible y de largo plazo, según precisó la compañía.
Infraestructura
La nueva infraestructura permite potenciar una oferta de servicios clave para las operaciones en Vaca Muerta, entre los que se destacan:
● Almacén de última milla (WH), orientado al almacenamiento, preparación y entrega de productos en modalidad same day y next day para operaciones en la cuenca.
● Hub de recepción de proveedores, que permite recibir mercadería de la industria, consolidar cargas y distribuirlas de manera eficiente hacia yacimientos y operaciones.
● Servicios on call y de última milla en yacimiento, destinados al movimiento de equipos, insumos y componentes críticos dentro de las áreas operativas.
● Servicio de paquetería, enfocado en el envío de materiales no estratégicos hacia las operaciones de Vaca Muerta.
La nueva planta de Andreani cuenta con 3.000 m2 cubiertos en la ciudad de Neuquén.
Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani, afirmó que “en operaciones como Vaca Muerta, la eficiencia no se logra solo moviendo materiales, sino gestionándolos con inteligencia. La trazabilidad en tiempo real, apoyada en tecnología y procesos integrados, nos permite optimizar inventarios, reducir tiempos muertos y generar ahorros concretos para la industria”.
Y añadió que “nuestro rol como operador logístico es administrar flujos de punta a punta: desde el origen del material hasta su entrega en el pozo, eliminando intermediaciones innecesarias y garantizando control, velocidad y previsibilidad en cada etapa”.
Andreani incorporó unidades específicas para la industria, como chasis y semirremolques diseñados para la cuenca, además de servicios especializados para el traslado de componentes sobredimensionados, válvulas de gran porte y equipos de pulling, garantizando que la maquinaria llegue al pozo en el momento exacto.
La compañía también destacó “el impacto positivo que este tipo de soluciones tiene sobre las pymes proveedoras de servicios, que muchas veces no cuentan con la escala necesaria para montar su propia estructura logística en la región. A través de depósitos estratégicos y una red de distribución compartida, pueden acceder a estándares de alta eficiencia y competir en igualdad de condiciones”.
“Pensada con una mirada de largo plazo, esta inversión busca sentar las bases de una logística preparada para el próximo salto productivo de Vaca Muerta, donde la anticipación, la integración de procesos y la eficiencia serán claves para sostener el crecimiento”, enfatizaron desde Andreani.
El gobierno nacional modifica el esquema de precios estacionalizados que pagan los usuarios de gas natural en lo referido al componente PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), y establece un precio del gas anualizado (PIST flat), eliminando la estacionalidad del precio que impacta en la factura.
El objetivo de esta decisión, comunicó el Poder Ejecutivo, es “dar previsibilidad y estabilidad al costo del gas que pagan los hogares, evitando picos estacionales —en especial durante el invierno— y alineando el esquema con los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)”.
Se refiere a Decreto 943/25, que incluye al conjunto de los beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos.
Se trata de la aplicación de un criterio de subsidios al consumo de estos servicios que vino a reemplazar al esquema de Usuarios N1, N2 y N3 (según nivel de ingresos y situación patrimonial) por otro simplificado a dos categorías (Con o Sin subsidios). Considera los mismos factores pero modifica los niveles de ingresos y de patrimonio para acceder, y también los bloques de consumo con subsidio. El objetivo es continuar reduciendo la cobertura.
Desde la Secretaría de Energía se argumenta que la medida beneficia al usuario en el sentido de que éste recibirá “una factura más pareja durante todo el año, tendrá menos sobresaltos en los meses de mayor consumo, y también una mayor previsibilidad para planificar gastos del hogar”.
A través del Decreto de Necesidad y Urgencia 26/2026, y a los efectos de viabilizar la aplicación del SEF, se considera que “en tanto el nuevo esquema de subsidios importaría anualizar para el usuario final el costo de adquisición del gas natural del Plan Gas.Ar para suavizar el impacto derivado de los precios estacionales sobre los mayores consumos de invierno, el cálculo de las compensaciones a cobrar por parte de los productores a lo largo de un año calendario puede resultar en algunos meses con signo negativo y en otros, con signo positivo”.
“Consecuentemente, resulta pertinente que la S.E.realice las adecuaciones necesarias al régimen de Cálculo de las compensaciones a los productores”.
“Las adecuaciones que se propician resultan impostergables y necesarias para la inmediata implementación del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), conforme lo dispuesto en el Decreto 943/25”, se argumentó en el DNU 26/26.
“La eliminación del diferencial estacional respecto del usuario, en función del Precio Anual Uniforme según el Decreto 943/25, en modo alguno importa una modificación sustantiva del Plan Gas.Ar ni del derecho a recibir el Precio Ofertado ajustado por el factor del Período Estacional por parte del Productor”, se destaca en los considerandos del Decreto referido.
Desde Energía se puntualizó al respecto que con el nuevo esquema de precio anual uniforme de componente gas a facturar “No se modifican los contratos ni el Plan Gas.Ar.; se preserva la cadena de pagos del sector, y se mantiene la señal de precio del gas”.
Entonces, el DNU 26/26 sustituye texto original del Punto 13 del Plan Ga.Ar (Decreto 892/2020) por otro que señala: “13. Precio de traslado a la demanda: el Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del Precio Anual Uniforme que defina la Autoridad de Aplicación en el marco del Plan Gas Ar, a efectos de reducir el costo del gas a pagar por el usuario, conforme al Punto 9.4.2. de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes”.
“La Autoridad de Aplicación determinará, con la asistencia del Ente Nacional Regulador del Gas, en caso de que dicha asistencia le fuere requerida, el monto que podrá ser igual, inferior o superior al Precio de Mercado que surja de las adjudicaciones de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional”. “El diferencial que surja entre el Precio Anual Uniforme y el Precio de Mercado resultante de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional, positivo o negativo, estará a cargo del Estado Nacional, o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda”.
Durante 2025, el Gobierno de Río Negro optimizó tarifas eléctricas en edificios públicos: analizó 66 inmuebles, gestionó recategorizaciones ante las distribuidoras y logró un ahorro anual a partir de un control mes a mes mayor a $38 millones.
Como parte de las políticas públicas de eficiencia y uso responsable de los recursos, la Secretaría de Energía y Ambiente del Gobierno de Río Negro continuó en 2025 el proceso de revisión tarifaria y técnica en edificios del Estado provincial, lo cual permitió generar un ahorro anual estimado de $38.349.930.
El trabajo se enfocó en usuarios T2 dependientes del Estado provincial y se basó en el análisis de potencia y consumo para verificar que cada suministro estuviera correctamente encuadrado según la energía realmente utilizada.
En ese marco, se analizaron 66 edificios y se detectó que 24 estaban mal encuadrados. A partir de allí se realizaron las gestiones necesarias ante la distribuidora EDERSA para su recategorización, con el objetivo de corregir desajustes y reducir costos sin afectar el funcionamiento de las instituciones.
El diagnóstico no fue una acción aislada: el análisis de consumos y encuadres se sostiene durante todo el año y se actualiza mensualmente, incorporando suministros de organismos estatales y empresas públicas, para lograr una mirada integral del consumo energético del Estado rionegrino.
“Los resultados fueron alentadores”, señaló el Secretario de Energía Eléctrica, Néstor Pérez, al destacar el valor de revisar categorías tarifarias con el fin de “hacer más eficiente el gasto público”.
La Secretaría de Energía y Ambiente anticipó que en 2026 se continuará incorporando edificios al esquema de análisis y seguimiento, con el objetivo de ampliar el alcance de la política y sostener un Estado más eficiente: ordenar, controlar y ahorrar para cuidar los recursos de todas y todos los rionegrinos.
En 2024, la Provincia ya había informado mejoras en eficiencia energética en edificios estatales a partir de diagnósticos y acciones concretas, consolidando una línea de trabajo sostenida que se profundizó durante 2025.
El Gobierno de Río Negro firmó el pasado viernes el Acta Acuerdo con YPF S.A. y la empresa Argentina LNG SAU, que establece las condiciones para el desarrollo del Proyecto Argentina LNG, una de las iniciativas energéticas más importantes de la historia del país. De esta manera, la Provincia se posiciona como epicentro del polo exportador de gas natural licuado, petróleo y derivados.
El acuerdo fue suscripto este viernes por el gobernador Alberto Weretilneck; el Presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el Vicepresidente de Asuntos Públicos de la compañía, Lisandro Delonardis. Se enmarca en el proyecto impulsado por YPF para la producción, procesamiento, licuefacción y exportación de gas natural, con eje en el Golfo San Matías y con infraestructura asociada en territorio rionegrino.
El Proyecto Argentina LNG consolida a Río Negro como plataforma logística, industrial y exportadora de energía, integrando la producción de Vaca Muerta con infraestructura de clase mundial en la costa atlántica. Se trata de una iniciativa de escala internacional que fortalecerá el rol de la provincia en el desarrollo energético argentino, con impacto directo en empleo, inversión, infraestructura y crecimiento sostenido.
El proyecto tiene como objetivo central la exportación de gas natural licuado (GNL) y subproductos, con una capacidad inicial de hasta 12 millones de toneladas anuales, y contempla futuras expansiones.
Luego de la firma del acuerdo, el gobernador Alberto Weretilneck reafirmó que el avance de los proyectos energéticos “no son promesas, son realidades”, y remarcó que la Argentina tiene hoy “la posibilidad concreta de estar entre los diez principales exportadores de gas natural licuado del mundo, y que eso se haga desde Río Negro no es un dato menor”.
“Río Negro está llamada a convertirse en el principal polo exportador de gas y petróleo de la Argentina, a partir del desarrollo de infraestructura estratégica vinculada a Vaca Muerta y al Golfo San Matías, y de un marco político, legal y económico que brinda previsibilidad a las inversiones de largo plazo”, sostuvo.
Por su parte, el Presidente de YPF, Horacio Marín, destacó que “este marco conjunto representa un paso clave para avanzar en un proyecto estratégico que posicionará a la Argentina como un proveedor confiable de energía para el mundo, generará empleo de calidad”.
Weretilneck sostuvo además que “Río Negro es protagonista del cambio energético de la Argentina, pero también proyectos como éste son la base de un cambio profundo en la matriz productiva rionegrina. Río Negro sigue cambiando con la mirada puesta en el desarrollo y la creación de empleo genuino”.
“Neuquén produce el gas y el petróleo de Vaca Muerta, y Río Negro pone la infraestructura, la logística y la costa para que esa energía se exporte al mundo. Es una complementariedad clave para el desarrollo energético de la Argentina”, sostuvo el gobernador rionegrino. Agregó en ese sentido que “el gigante neuquino de Vaca Muerta necesita una salida al mar y esa salida es Río Negro. Lo que se produce en Neuquén se transforma en exportaciones, empleo y desarrollo desde nuestra costa atlántica”.
ARGENTINA LNG: RÍO NEGRO, PUERTA DE SALIDA DE LA ENERGÍA AL MUNDO
Junto a @YPFoficial y Argentina LNG S.A.U. firmamos el acuerdo para desarrollar el Proyecto Argentina LNG en Río Negro. El gas de Vaca Muerta se va a tratar, licuar y exportar desde la provincia mediante una… pic.twitter.com/FDbdtVqcvD
Por otra parte, Weretilneck remarcó la importancia de este tipo de proyectos, ya que “no se trata solo de producir hidrocarburos, sino de agregarles valor, industrializarlos y generar trabajo y desarrollo a partir de esa energía”.
En total en toda la infraestructura con poliducto incluido serian 30.000 puestos de trabajo directos e indirectos.
Con la planta en funcionamiento, habrá inicialmente dos buques —cantidad que se prevé incrementar— operando las 24 horas del día durante 30 años, generando múltiples oportunidades para los prestadores de servicios, empleo y movimiento económico en la región.
El gobernador recordó que Río Negro fue la primera provincia del país en adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), “una decisión que ratifica el compromiso provincial con el desarrollo productivo, la seguridad jurídica y la generación de empleo genuino”.
El mandatario señaló que este proceso se apoya en estabilidad política, reglas económicas y fiscales claras y un marco normativo previsible, condiciones indispensables para atraer inversiones de magnitud internacional. En ese sentido, resaltó el rol del Estado provincial como garante de certezas, planificación y cumplimiento de las normas.
“Esto no es solo energía. Es una estrategia integral de desarrollo, con impacto directo en la economía, el empleo y el crecimiento de la provincia”, sostuvo, al tiempo que remarcó que el desarrollo energético permitirá diversificar la matriz productiva y fortalecer los ingresos provinciales.
El Proyecto Argentina LNG representa la mayor inversión extranjera directa prevista en la Argentina, con un impacto decisivo en la economía nacional y provincial. Su ejecución permitirá incrementar la producción de gas natural y su inserción en mercados internacionales; diversificar la matriz productiva de Río Negro; generar empleo directo e indirecto durante las etapas de construcción y operación; impulsar la demanda de bienes y servicios locales; y fortalecer la infraestructura estratégica de la Provincia.
En este marco, el acuerdo contempla una Contribución por Aporte Comunitario a favor de la Provincia, que se traducirá en inversiones anuales destinadas a seguridad, salud y obras que beneficien directamente a la comunidad rionegrina.
Asimismo, se prevé la implementación de un Programa de Formación Técnico-Profesional, que será desarrollado en conjunto con la Fundación YPF e instituciones educativas de la zona de influencia del proyecto. El objetivo es formar recursos humanos locales para cubrir los perfiles técnicos que demandará la cadena de valor del GNL, promoviendo empleo calificado y oportunidades para trabajadores rionegrinos.
La Empresa Provincial de la Energía (EPE) de Santa Fe presentó un informe detallado sobre las conexiones irregulares detectadas en los últimos dos años, resaltando un avance significativo en la lucha contra el fraude eléctrico en la provincia.
Durante 2025, se inspeccionaron un total de 110.000 suministros, identificándose 27.800 conexiones irregulares, lo que representa un índice de positividad del 25,1%, el más alto registrado en comparación con años anteriores: 15.900 en 2022, 18.400 en 2023 y 21.900 en 2024.
Este esfuerzo permitió recuperar 17,4 GWh de energía, equivalente al consumo de 6.000 hogares, y traducirlo en más de $4.100 millones que se están reinvirtiendo en la modernización de redes, equipamiento y mejora de la infraestructura eléctrica provincial.
La presidenta de la EPE, Anahí Rodríguez, destacó: “Lo estamos atacando. Ahora, con la incorporación de telemedición, vamos a empezar a tener menores pérdidas”.
El balance del año 2024 sirvió como base para un sistema de control más robusto, con inspecciones en más de 80 localidades y refuerzos en áreas estratégicas. En ese año, se detectaron 21.700 irregularidades sobre 114.000 inspecciones, recuperando cerca de $1.962 millones.
La continuidad y ampliación de estas políticas en 2025 permitió expandir la cobertura territorial y duplicar el recupero económico, gracias al uso de inteligencia artificial y análisis técnico de la diferencia entre energía entregada y facturada.
En total, en el período bianual 2024-2025, se detectaron más de 49.500 irregularidades y se recuperaron más de $6.000 millones. El ministro de Producción, Gustavo Puccini, afirmó: “Recursos que le robaban a todos los santafesinos. Hoy, esa plata y esa energía vuelve al usuario. Estamos fortaleciendo la infraestructura eléctrica y garantizando un servicio más confiable para hogares, comercios e industrias de toda la provincia”.
Las inspecciones y denuncias se realizan a partir del cruce de datos técnicos y la colaboración ciudadana, quienes pueden reportar irregularidades de forma anónima a través del número 0800 555 0083 o mediante un formulario web, sin necesidad de brindar datos personales.
En el marco de la continuidad del Plan Andes, YPF concretó la firma del convenio para ceder el área Manantiales Behr, el último yacimiento que mantenía en la provincia de Chubut. Esta operación forma parte de la estrategia de la petrolera para optimizar su portafolio de activos convencionales y enfocar sus recursos en desarrollos más estratégicos.
El acuerdo fue suscripto con Limay Energía S.A., una empresa perteneciente al Grupo Rovella Capital. Esta cesión se suma a la transferencia del clúster Malargüe, ubicado en Mendoza, a la firma Venoil S.A. Ambas operaciones están sujetas a la aprobación de las autoridades provinciales correspondientes, y una vez cumplido este trámite, las nuevas operadoras asumirán formalmente el control de los bloques.
Estas transacciones forman parte de la ronda iniciada en julio de 2025 dentro del Proyecto Andes, que cuenta con el liderazgo del Banco Santander. En esta línea, YPF ya completó la cesión definitiva de sus siete áreas convencionales en Tierra del Fuego a la empresa provincial Terra Ignis.
El manejo activo del portafolio es un pilar fundamental del Plan 4×4 de YPF. Esta estrategia permite reasignar capital de manera más eficiente hacia proyectos prioritarios, como el desarrollo de Vaca Muerta. El objetivo es aumentar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y posibilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales para 2031, según informó la compañía en un comunicado difundido el viernes.
Según fuentes con acceso a los detalles, la cesión a Rovella Capital comprende dos acuerdos: la transferencia del 100% de la concesión de explotación convencional del área Manantiales Behr y la concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos El Trébol – Caleta Córdova, Km. 9 – Caleta Córdova y Manantiales Behr – Cañadón Perdido. También incluye la venta del stock de materiales almacenados en Manantiales Behr y Km 20.
El monto total acordado para ambos contratos asciende a 575 millones de dólares más IVA. Del total, el 60% se abonará al cierre de la operación y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores.
La confirmación de la transferencia de Manantiales Behr pone fin a una serie de especulaciones y rumores sobre el futuro del área, que habían generado inquietud en sectores gremiales debido a la falta de información oficial.
Antes de la firma, fuentes del sector indicaron que Rovella Capital había presentado una oferta cercana a los 500 millones de dólares. Además, el grupo proyecta un plan de inversiones para Manantiales Behr de 230 millones de dólares en el primer año, superando los 175 millones previstos por YPF para 2025, según trascendió en círculos vinculados a la empresa.
El Gobierno definió este lunes una modificación clave en el Plan Gas.Ar con el objetivo de avanzar en la implementación del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) para evitar variaciones estacionales en los precios,
La medida se implementó a través del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 26/2026, publicado en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei y todo el Gabinete.
El texto introduce cambios en el “Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023-2028” y se inscribe en la política de unificación de subsidios dispuesta por el Decreto 943/2025.
Según se detalla en los considerandos del decreto, el nuevo esquema busca evitar que el aumento del consumo invernal se vea agravado por la variación estacional de los precios del gas, especialmente en los hogares alcanzados por los subsidios. Así, con la adopción del Precio Anual Uniforme, el costo del gas para el usuario final se anualiza, lo que permite suavizar las subas durante los meses de mayor demanda, sin alterar el valor total del esquema a lo largo del año.
Subsidios: los cambios en el Plan Gas.Ar
La norma establece que el Estado nacional podrá hacerse cargo del pago mensual de una porción del Precio Anual Uniforme del gas natural definido por la Autoridad de Aplicación, con el fin de reducir el costo del servicio para los usuarios.
Ese monto podrá ser igual, inferior o superior al precio de mercado que surja de las subastas del Plan Gas.Ar, ajustado por el factor del período estacional. El diferencial —ya sea positivo o negativo— quedará a cargo del Estado nacional o será deducido del monto que este asuma, según corresponda.
La determinación del valor estará a cargo de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, con asistencia del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) en caso de ser requerida, y mediante procesos que podrán incluir instancias de participación ciudadana.
A través del Decreto 44/2026 publicado hoy en el Boletín Oficial, el Gobierno nacional excluyó del beneficio de arancel cero de importación para unidades eléctricas de menor porte como motos, triciclos y cuatriciclos.
Además, determinó que, en caso de que no se complete el cupo de 50.000 unidades a arancel cero asignado anualmente, la diferencia puede utilizarse en el período siguiente.
Los modelos que quedan excluidos son:
Categorías de 2 y 3 ruedas (motos y derivados)
L1: Ciclomotores de dos ruedas. motos de 50 cc que no superan los 50 km/h de velocidad.
L2: Ciclomotores de tres ruedas. Similares a los anteriores en potencia y velocidad, pero con tres ruedas (triciclos ligeros).
L3: Motocicletas. Vehículos de dos ruedas con motores de más de 50 cc o que superan los 50 km/h. Incluye a los scooters y motos de calle convencionales.
L4: Motocicletas con sidecar. Son motos que tienen un carro lateral acoplado para un pasajero extra.
L5: Triciclos. Vehículos de tres ruedas con motores más potentes que los de un ciclomotor. Se dividen en:
L5(a): Para transporte de pasajeros.
L5(b): Para transporte de carga (muchas veces con caja o cabina).
Categorías de 4 ruedas (Cuatriciclos y microauto).
L6: Cuatriciclos livianos. Vehículos de cuatro ruedas con un peso (sin baterías) menor a 350 kg y una velocidad que no supera los 45 km/h.
L6(b): Cuatriciclos livianos con cabina cerrada.
L7: Cuatriciclos pesados. Vehículos de cuatro ruedas con mayor potencia y velocidad que los L6.
Se dividen en:
L7(a): Cuatriciclos convencionales o “quads”.
L7(b): Cuatriciclos con cabina (microautos urbanos). Su peso máximo permitido es de 400 kg para pasajeros y 550 kg para carga.
Todas estas categorías ya no accederán al beneficio fiscal previsto para la importación. De esta manera, las motos eléctricas y los demás vehículos livianos detallados en el decreto quedarán sujetos a las condiciones impositivas generales para su ingreso al país, mientras que el régimen promocional continuará aplicándose a otros segmentos contemplados por la normativa.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, oficializó, a través de la Resolución 18/2026, la designación de Marcelo Nachón como interventor en el Ente Nacional Regulador del Gas, ENARGAS, a partir del 26 de enero.
En la misma resolución se aceptó la renuncia presentada por Carlos Alberto Casares a partir del 22 de enero último.
El ENARGAS es un organismo descentralizado actuante en el ámbito de la S.E. del Ministerio de Economía.
Un comunicado de Energía describió que “la designación de Nachón responde a que reúne las condiciones técnicas y profesionales necesarias para el cargo. Fue propuesto por el Gobierno Nacional para integrar el Directorio del futuro Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, instancia en la que fue evaluado y avalado por el comité de selección correspondiente, habiendo superado los procesos de evaluación previstos. Su nombramiento garantiza la continuidad institucional y el adecuado funcionamiento del ENARGAS durante la etapa de transición”.
“Nachón cuenta con una amplia trayectoria en regulación energética y en la industria del gas y los hidrocarburos. Entre julio de 2024 y enero de 2026 se desempeñó en el ENARGAS como integrante del Consejo Asesor, participando en la elaboración de normativa vinculada a la Ley del Gas, la Ley de Hidrocarburos y la Ley de Bases, así como en procesos estratégicos del sistema gasífero, entre ellos la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, la revisión tarifaria quinquenal, la reconfiguración del sistema de transporte y el abastecimiento del Gasoducto Norte”.
Y se añadió que “previamente desarrolló una extensa carrera en Wintershall Dea Argentina, donde durante más de 16 años ocupó funciones de alta responsabilidad en proyectos especiales, asesorando a la conducción de la compañía en temas regulatorios, contractuales y de políticas energéticas, y representando a la empresa en negociaciones complejas con autoridades nacionales y provinciales, transportistas y socios, tanto en la Argentina como en el ámbito regional”.
Asimismo, se indicó que “entre 2004 y 2007 fue Director Nacional de Economía de los Hidrocarburos en la Secretaría de Energía, cargo para el que fue designado por decreto del Poder Ejecutivo Nacional, con responsabilidades en el análisis económico del sector, el seguimiento de tarifas reguladas y la supervisión de concesiones, exportaciones y regímenes especiales de precios”.
Southern Energy (SESA), el consorcio liderado por Pan American Energy (PAE) e integrado también por YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar, decidió adjudicar la provisión de caños para su proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) frente a las costas de Río Negro a la empresa india Welspun, uno de los principales jugadores del mercado siderúrgico global, tal como adelantó La Nación este domingo.
EconoJournal consultó a más de cinco fuentes privadas para poder reconstruir temporalmente el curso de acontecimientos que propiciaron una decisión que no tiene antecedentes en el plano local. La compañía asiática presentó el precio más bajo — US$ 203 millones— para suministrar los tubos con costura que permitirán construir un gasoducto dedicado a la exportación de GNL en el Golfo San Matías. Se impuso a otras cinco ofertas: cuatro de compañías chinas y a una de Tenaris, empresa siderúrgica del Grupo Techint y única fabricante local de los tubos para la industria de Oil&Gas.
La medida se tomó el 23 de diciembre. Ese mismo día, uno de los socios de SESA planteó de manera verbal en el Directorio la moción de otorgarle a Tenaris la posibilidad de igualar la oferta recibida por la compañía india; es decir, ofrecerle una especie de ‘right to match’ (derecho de igualación) para desempatar a su favor la compulsa.
Los socios de Southern Energy en diciembre cuando firmaron un contrato para vender GNL a Alemania.
A la hora de votar, YPF, que posee un 25% del capital accionario de SESA, y Pampa Energía, que explica otro 20%, estuvieron a favor de hacer lugar al planteo de la compañía de Techint.
Pero los otros tres socios, PAE, Harbour Energy y Golar, que en conjunto agrupan un 55% del paquete accionario y lograron la mayoría, le cerraron la puerta a esa posibilidad. Ni bien se descartó esa moción, se procedió a aceptar la propuesta de Welspun. En esa instancia, los cinco socios de Southern Energy avalaron por unanimidad esa determinación. Y ese mismo día se notificó oficialmente a Wespun y se firmó el contrato comercial correspondiente.
Tiempo extra
Cuando parecía que el proceso ya estaba finalizado, Tenaris intentó dos jugadas en tiempo de descuento para no perder la provisión de caños; algo que no tiene antecedentes en los más de 70 años de Techint en el país. De las seis ofertas que recibió SESA, la empresa del holding que encabeza Paolo Rocca había quedado en último lugar, por detrás de Welspun y de las cuatro compañías chinas.
La diferencia de precios entre los oferentes fue significativa. En la ronda final de propuestas (existieron dos llamados, uno inicial y un segundo de mejora de oferta), Tenaris cotizó los caños a un precio cercano a los US$ 280 millones; casi un 40% más caro que la de Welspun. El 24 de diciembre, un día después de que se firmara el contrato con la empresa india, la empresa presentó a Southern Energy una propuesta comercial más competitiva, con una reducción de cerca de US$ 30 millones de su oferta inicial.
Si se aplicaran aranceles del 12,5% a la importación de los caños desde Asia —algo que en el fino no está precisado porque el RIGI abre la puerta a recibir exenciones impositivas por la importación de bienes de capital para proyectos como el de SESA que están aprobados bajo el paraguas del nuevo régimen de incentivos— , la brecha entre los oferentes se reduciría al 20-25%, una distancia todavía considerable. Por eso, el 30 de diciembre, SESA le informó a Tenaris que su oferta, aún con la mejora, no resultaba ser la más competitiva.
La planta de Tenaris (SIAT) en Valantín Alsina donde se fabricaron los caños para el gasoducto GNK (hoy Perito Moreno).
Aunque los plazos formales del proceso estaban agotados, Tenaris realizó un intento más y el 6 de enero —dos semanas después de la adjudicación de la licitación—decidió presentar oficialmente el pedido de ‘right to match’ en el directorio de SESA, ya no a través de un socio del consorcio, sino en forma directa con una propuesta por escrito.
Pero un día más tarde, el 7 de enero, el Directorio de Southern Energy volvió a cerrarle la puerta y le comunicó que su presentación era incompatible con la integridad de un proceso licitatorio que “debe garantizar igualdad de posibilidades para todos sus participantes”.
Un intento más
Esa alternativa implicaba —según plantearon allegados a SESA— jugar al límite legal dado que Welspun ya había sido notificado oficialmente de su victoria y podía alegar derechos adquiridos si le retiraban el contrato. Otras fuentes consultadas indicaron, en cambio, que este tipo de negociaciones de último minuto son relativamente normales en procesos licitatorios como este, a fin de conseguir los mejores precios para quien contrata.
De poco importa porque la historia ya está escrita, pero es probable que si la presentación de Tenaris hubiese llegado antes de tiempo, cuando el directorio de Southern Energy aún no había validado la propuesta de Welspun, el desenlace habría sido diferente. “Cuando la adjudicación ya estaba definida, Tenaris propuso primero bajar el precio de los caños a unos US$ 250 millones y después, al final, directamente planteó que estaba dispuesta a igualar la oferta de los indios (sic) con tal de no perder el contrato. Pero algunos socios consideraron que era muy riesgoso en términos legales cambiar de proveedor por fuera de los plazos establecidos, por lo que votaron en contra”, reconstruyó bajo pedido de reserva de nombre un alto directivo de la industria de hidrocarburos.
Lo que sigue para el proyecto de GNL de Southern Energy es la contratación de la empresa que estará a cargo de la construcción del gasoducto desde Vaca Muerta hasta las costas de Río Negro. La licitación ya está en la calle y se espera que el ganador se conozca antes de abril.
La eficiencia en el shale no solo depende de la perforación, sino también de la logística. Esto es, la velocidad con la que los insumos llegan al pozo. En este contexto, la compañía logística Andreani inauguró una nueva planta de 3.000 m² en la ciudad de Neuquén. Ubicada estratégicamente sobre la Ruta de Circunvalación Neuquén–Plottier, esta infraestructura triplica la capacidad de almacenamiento de la firma en la región, permitiendo realizar entregas en la modalidad same day (en el día) y next day para las operadoras de la cuenca.
Vaca Muerta, Argentina, December 23, 2016: Extraction of unconventional oil. Battery of pumping trucks for hydraulic fracturing (Fracking).
1. El desafío de los “tiempos muertos”
En la industria del Oil & Gas, cada hora de inactividad por falta de un componente crítico se traduce en pérdidas millonarias. La nueva planta fue diseñada específicamente para el movimiento de grandes volúmenes y servicios on call. Según Gonzalo Cicilio, Gerente de Energía y Minería de Andreani, el rol del operador logístico hoy es administrar flujos desde el origen hasta el pozo, eliminando intermediarios y garantizando trazabilidad en tiempo real para optimizar inventarios.
2. Equipamiento para equipos pesados
Para acompañar el salto productivo de Vaca Muerta, Andreani incorporó flota especializada, incluyendo chasis y semirremolques diseñados para la cuenca. Esto permite el traslado de componentes sobredimensionados, válvulas de gran porte y equipos de pulling, asegurando que la maquinaria llegue al yacimiento en el momento exacto. Además, la compañía mantendrá operativo su depósito anterior, ubicado a solo 700 metros, para fortalecer la capacidad de respuesta.
3. Soporte clave para las PyMEs
Un punto destacado de esta inversión es su impacto en la cadena de valor. Las PyMEs proveedoras de servicios, que muchas veces no cuentan con la escala para tener depósitos propios en Neuquén, podrán utilizar este Hub como centro de recepción y consolidación de cargas. Esto les permite competir en igualdad de condiciones, accediendo a estándares de eficiencia que demanda el próximo gran salto de la cuenca.
Visión Runrún Energético:
La logística es la columna vertebral invisible de Vaca Muerta. Que un jugador como Andreani triplique su capacidad en Neuquén es una señal clara de que el sector espera un aumento significativo en la actividad de perforación para 2026. Esta inversión baja los costos ocultos de la industria —los tiempos de espera— y profesionaliza aún más la cadena de suministro, permitiendo que incluso las PyMEs más pequeñas puedan cumplir con los exigentes plazos que impone el shale.
En un giro estratégico para su matriz productiva, la provincia de La Rioja anunció el inicio de un ambicioso proyecto de exploración minera de la mano de capitales canadienses. El acuerdo, que pone el foco en la búsqueda de minerales críticos para la transición energética, marca el reingreso de la provincia al escenario minero internacional bajo estándares de sustentabilidad y transparencia, buscando replicar modelos de gestión exitosos como los de la vecina San Juan.
1. Inversión extranjera y minerales críticos
El proyecto, liderado por una operadora de origen canadiense con amplia trayectoria en la región, se centrará en la exploración de áreas con potencial para cobre y oro. La llegada de estos inversores es leída como una señal de confianza en el marco normativo actual y la capacidad de la provincia para garantizar seguridad jurídica. Según las autoridades riojanas, el objetivo es determinar la viabilidad de yacimientos que puedan abastecer la creciente demanda global de metales necesarios para las tecnologías limpias.
2. El eje de la sustentabilidad
Un punto central del anuncio es el compromiso con la “minería sustentable”. El proyecto contempla el uso de tecnologías de bajo impacto ambiental y un monitoreo participativo que involucrará a las comunidades locales desde la etapa de prospección. La Rioja busca así despejar dudas sobre el impacto de la actividad, priorizando el cuidado del recurso hídrico y asegurando que el desarrollo minero sea compatible con otras actividades productivas de la provincia.
3. Desarrollo de proveedores locales
Más allá de la extracción, el convenio estipula un fuerte incentivo para la contratación de mano de obra riojana y el desarrollo de una cadena de proveedores locales. Esto abre una oportunidad histórica para las PyMEs de la región, que podrán integrarse a una industria de alta exigencia técnica. Para el gobierno provincial, este es el primer paso de un plan a largo plazo para convertir a la minería en uno de los pilares de la recaudación y la generación de empleo genuino.
Visión Runrún Energético:
Que La Rioja reactive su agenda minera con capitales canadienses es una noticia de alto impacto político y económico. Durante años, la provincia mantuvo una postura cautelosa, pero la urgencia de divisas y el potencial de sus suelos han inclinado la balanza hacia el desarrollo. Si el proyecto logra demostrar que es posible hacer minería con licencia social y cuidado del agua, La Rioja podría sumarse rápidamente al pelotón de provincias que hoy lideran las exportaciones mineras en Argentina.
En el último informe de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI), publicado este fin de semana, el país obtuvo una destacada calificación de 80 sobre 100. El documento identifica a San Juan como la provincia clave para este éxito, destacando su compromiso con la apertura de datos y la gobernanza autónoma de sus recursos naturales. Puede decirse que Argentina ha dado un paso decisivo para consolidarse como un destino confiable para los capitales globales.
1. ¿Qué es el EITI y por qué importa?
El EITI es el estándar global que garantiza la transparencia y la rendición de cuentas en los sectores minero y petrolero. Formar parte de este selecto grupo de países —e integrar con éxito a los estados provinciales— envía una señal clara a los mercados: en Argentina, la gestión de los recursos naturales es auditable y transparente. La evaluación, que abarcó desde noviembre de 2021 hasta agosto de 2025, valoró positivamente la capacidad de San Juan para publicar información verificada sobre contratos, pagos de regalías e impacto ambiental.
2. San Juan como modelo subnacional
El informe resalta que San Juan ha logrado un estándar de publicación de datos que sirve de modelo para otras provincias federales. Gracias a la digitalización de expedientes y la participación activa en el Grupo Multipartícipe (donde conviven Gobierno, empresas y sociedad civil), los inversores pueden acceder hoy a información precisa sobre la vida de proyectos mineros clave. Este nivel de institucionalidad es lo que permitió subir el puntaje general del país, que en 2022 había obtenido una calificación moderada de 73 puntos.
3. El camino hacia la excelencia
Si bien el avance es notable, el EITI señala que el próximo paso para Argentina será profundizar en la divulgación de contratos específicos y lograr una mayor participación de las operadoras de hidrocarburos. No obstante, para el sector minero sanjuanino, este reconocimiento internacional llega en un momento inmejorable, reforzando la “licencia social” y facilitando el camino para que nuevos proyectos se encuadren bajo marcos normativos de incentivos a la inversión.
Visión Runrún Energético:
La transparencia no es solo un valor ético; es un activo financiero. En un mercado global que compite ferozmente por inversiones en cobre y oro, tener un “80/100” en transparencia internacional es una ventaja competitiva directa. San Juan ha entendido que la mejor forma de defender la minería es abriendo los datos a la sociedad. Este éxito en el EITI demuestra que la provincia está lista para jugar en las grandes ligas de la minería sustentable, dándole la seguridad jurídica que tanto demandan los grandes fondos de inversión.
Río Negro se prepara para dejar de ser una provincia de tránsito y convertirse en la principal plataforma exportadora de energía del país. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el ambicioso oleoducto que unirá la cuenca neuquina con el Atlántico, ya superó el 51% de avance físico al inicio de este 2026. Con el reciente hito del cruce del lecho del Río Negro, las autoridades provinciales y el consorcio liderado por YPF confirman que el cronograma sigue firme para que el primer barco de crudo zarpe desde la terminal de Punta Colorada antes de que termine el año.
1. El Hub logístico de Punta Colorada
La terminal portuaria en Sierra Grande se está transformando en una obra de ingeniería sin precedentes para la región. Actualmente, se avanza en la construcción de seis tanques gigantes con una capacidad total de almacenamiento de 720 millones de litros de crudo. Este nodo no solo recibirá la producción del shale oil, sino que operará con un sistema de monoboyas en mar abierto, lo que permitirá cargar buques de gran porte (tipo VLCC) con estándares internacionales de seguridad y eficiencia.
2. Superando los “Cuellos de Botella”
La importancia estratégica de este oleoducto de 437 kilómetros radica en su capacidad de evacuar el incremento de actividad que venimos analizando. En su primera etapa, el sistema podrá transportar 180.000 barriles diarios, escalando rápidamente hasta los 550.000 barriles en fases posteriores. Esta obra es la garantía de que el aumento proyectado del 20% en la producción de Vaca Muerta tenga una salida directa al mercado global, generando divisas estimadas entre 12.000 y 15.000 millones de dólares anuales.
3. Impacto local y pleno empleo
El gobernador Alberto Weretilneck destacó que el proyecto entrará en su pico de construcción entre marzo y abril de este año, empleando a más de 1.600 personas de forma directa. La aplicación de la Ley 80/20 asegura que el beneficio del empleo se quede mayoritariamente en la provincia, dinamizando la economía de localidades como Allen, Sierra Grande y San Antonio Oeste, que hoy respiran al ritmo de la industria hidrocarburífera.
Visión Runrún Energético:
Río Negro está escribiendo su nueva historia económica. El oleoducto Vaca Muerta Sur es el “caño” que conecta el potencial geológico con la caja del Banco Central. Que la obra ya haya superado el 50% de avance es una señal de confianza total de los inversores. Para 2027, el mapa petrolero argentino tendrá un nuevo centro de gravedad: el puerto de Punta Colorada. La provincia ya no solo mira al turismo y la fruticultura; ahora es el puerto de salida del petróleo argentino al mundo.
Lejos de la parálisis, la Cuenca Noroeste está activando mecanismos de defensa y modernización para asegurar su futuro. La gran noticia del fin de semana es la consolidación de YPF como operador y accionista total de Refinor. Esta decisión estratégica no solo garantiza la continuidad operativa de la Refinería de Campo Durán, sino que la posiciona como el nodo logístico indispensable para el abastecimiento de combustibles en todo el Norte Grande Argentino.
1. Campo Durán: De refinería a Hub Logístico Inteligente
La toma de control por parte de YPF permite una visión integrada que el complejo necesitaba. Con la reversión del Gasoducto Norte ya en marcha, Campo Durán deja de depender exclusivamente del declino de los pozos locales para transformarse en un centro estratégico de recepción, almacenaje y despacho. La robusta infraestructura de la planta es la garantía de que Salta y Jujuy seguirán teniendo soberanía en el suministro de hidrocarburos, respaldada ahora por el mayor jugador del país.
2. Estabilidad laboral y compromiso provincial
El reciente esquema de prórrogas de concesiones en áreas como Ramos es la herramienta legal que el Gobierno de Salta diseñó para dar previsibilidad. Al extender los plazos, se incentiva a las operadoras a aplicar nuevas tecnologías de recuperación que antes no eran rentables. Esta sinergia entre el sector público y privado tiene un objetivo claro: blindar los puestos de trabajo en Tartagal, Mosconi y Aguaray, convirtiendo la experiencia de los trabajadores petroleros salteños en el motor de la reactivación.
3. El horizonte del “Shale del Norte”
La nueva gestión de YPF en la zona ya mira hacia el futuro: la formación Los Monos. Los técnicos coinciden en que el potencial de recursos no convencionales en el norte es la próxima gran frontera a explorar. Con la infraestructura de Refinor saneada y operativa, Salta se prepara para recibir inversiones que busquen repetir el modelo de éxito de Vaca Muerta, aprovechando una base industrial que ya está instalada y lista para crecer.
Visión Runrún Energético:
Lo que algunos ven como una crisis, nosotros lo vemos como una limpieza de tablero necesaria. La salida de socios minoritarios y la consolidación de YPF le dan a Refinor la espalda financiera que necesitaba para dejar de sobrevivir y empezar a planificar. El Norte argentino no se apaga; se está reconvirtiendo para ser el puente energético con la región, apoyado en la infraestructura de Campo Durán que, ahora más que nunca, es una pieza clave en el mapa de la energía nacional.
En un movimiento que marca un cambio de ciclo para los operadores internacionales en la Cuenca Neuquina de Vaca Muerta, la multinacional Shell ha iniciado una revisión estratégica integral de sus operaciones en Argentina. Según reveló la agencia Reuters el pasado jueves 22 de enero, la compañía anglo-neerlandesa está considerando la venta, total o parcial, de sus participaciones en los bloques que opera en Vaca Muerta, una decisión alineada con su actual política global de optimización de portafolio.
1. El alcance de la revisión estratégica
De acuerdo con fuentes directas consultadas por Reuters, Shell ya ha entablado contactos con potenciales compradores para “testear” el interés del mercado por su cartera de activos no convencionales. Aunque la empresa ha mantenido una postura de “no realizar comentarios” ante las consultas de la prensa, el proceso de evaluación ya estaría en marcha, buscando capitalizar activos que hoy presentan economías sólidas, con puntos de equilibrio (break-even) estimados por debajo de los USD 50 por barril Brent.
2. El antecedente directo: La salida del proyecto GNL
Esta evaluación de salida no es un hecho aislado. Se produce pocas semanas después de que Shell confirmara su retiro del proyecto Argentina LNG, la iniciativa de exportación de gas natural licuado liderada por YPF. Al bajarse formalmente de la fase inicial de licuefacción a fines de diciembre de 2025, la sinergia logística que la compañía proyectaba para su gas de Vaca Muerta se vio reducida, lo que aceleró la revisión de la rentabilidad de sus bloques de producción.
3. Estrategia Global: “Valor sobre Volumen”
La posible desinversión en Argentina responde al mandato de su CEO global, Wael Sawan, quien desde 2023 impulsa una agresiva estrategia para mejorar el rendimiento financiero de la firma. Bajo esta premisa, Shell está desprendiéndose de activos en diversas regiones (como ocurrió recientemente en Siria y Canadá) para concentrar su capital en proyectos con retornos más inmediatos y menor exposición al riesgo, priorizando la rentabilidad sobre la expansión territorial masiva.
Visión Runrún Energético:
La posible salida de Shell, uno de los primeros impulsores de Vaca Muerta en 2012, debe leerse como un proceso de maduración del mercado local. Con una producción récord en la cuenca y costos operativos en mínimos históricos, los activos de Shell son hoy “piezas de deseo” para operadoras regionales y nuevos jugadores que buscan escala inmediata. Si se concreta la venta, no será por falta de potencial en el subsuelo argentino, sino por un reordenamiento de prioridades en los balances de Londres. La vacante que deje Shell definirá el mapa de inversiones del sector para el resto de 2026.
Por Redacción Runrún Energético (Con información de Reuters)
Desde hace décadas, la agricultura —principal motor económico de la provincia de Mendoza— atraviesa un proceso sostenido de decadencia. La concentración productiva, impulsada por tendencias globales, la pérdida de competitividad, el ahogo impositivo y la ausencia de políticas productivas de largo plazo, fue desplazando a miles de pequeños agricultores o empujándolos hacia actividades urbanas.
Como consecuencia directa de este proceso, se abandonaron miles de hectáreas productivas a lo largo y ancho de todos los oasis provinciales. El impacto no solo se mide en términos económicos, sino también territoriales y sociales.
Un ejemplo contundente de este retroceso se observa en el departamento de General Alvear. En la década del 80 existían allí 128 bodegas y alrededor de 13.500 hectáreas de viñedos. Hoy, esa realidad se redujo drásticamente a solo 14 bodegas y menos de 4.000 hectáreas cultivadas.
El impacto social: migración y pérdida de capital humano
Esta crisis productiva no solo afecta al paisaje rural, sino también al recurso más valioso de la provincia: su gente. La falta de oportunidades laborales sostenidas y bien remuneradas generó una migración constante, principalmente hacia localidades vinculadas a la producción de hidrocarburos como Catriel o Rincón de los Sauces.
Allí, muchos mendocinos encontraron empleos de mayor calidad y mejores ingresos, profundizando el vaciamiento de zonas históricamente productivas. Este fenómeno deja en evidencia la urgencia de diversificar la matriz económica provincial para evitar que Mendoza continúe perdiendo población activa y calificada.
La minería como oportunidad: diversificación, empleo y desarrollo
La minería no es la única solución, pero sí representa una oportunidad real y concreta para diversificar la matriz productiva, algo tan necesario para los mendocinos. Su desarrollo permitiría generar empleo directo e indirecto, impulsar cadenas de proveedores locales y aumentar la recaudación del Estado a través de regalías, recursos que deberían traducirse en mejores servicios públicos e infraestructura de calidad.
El camino no es sencillo. Si bien la riqueza se encuentra en el subsuelo, resulta indispensable brindar información clara y veraz a la población para generar confianza en la actividad. Esa confianza debe sustentarse en controles estrictos, especialmente en lo referido al cuidado del ambiente y, fundamentalmente, del agua. En ese sentido, la creación de la autoridad de control minera el año pasado representa un paso positivo.
El rol de la política
A esto debe sumarse una política educativa alineada con el desarrollo productivo, que fomente carreras vinculadas a la actividad minera y, por qué no, la incorporación de orientaciones en recursos naturales en las escuelas técnicas de nivel secundario. Confianza, control y educación aparecen así como los pilares indispensables para pensar el futuro.
Ver a la minería como una oportunidad y no como una amenaza implica entender que la puesta en marcha de proyectos responsables puede traducirse en empleo genuino, recaudación sostenible y un entramado económico dinámico de empresas, profesionales y técnicos al servicio del desarrollo provincial.
La implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) abre una etapa de oportunidades sin precedentes para la Argentina. En este marco, tanto el sector público como las cámaras empresariales han comenzado a analizar los mecanismos de importación de insumos con el objetivo de armonizar la llegada de tecnología extranjera con el fortalecimiento de la industria nacional. El desafío actual reside en la interpretación técnica de los aranceles para bienes de capital, buscando que el régimen actúe como un puente para que las PyMEs locales se integren a los grandes proyectos energéticos.
1. Colaboración público-privada
Lejos de una confrontación, las principales entidades que agrupan a proveedores industriales están proponiendo mesas de trabajo técnico con las autoridades nacionales. El objetivo es brindar información precisa sobre la capacidad de respuesta y los estándares de calidad que la industria argentina ya ofrece en sectores como el petróleo, el gas y la minería. Se busca que la flexibilidad en las importaciones que otorga el RIGI se aplique de manera estratégica en aquellos componentes que no poseen fabricación local, permitiendo que el resto de la demanda sea cubierta por el “know-how” argentino.
2. Competitividad y escala
Para las operadoras que lideran los proyectos bajo el RIGI, la eficiencia de costos y los plazos de entrega son pilares fundamentales para la viabilidad de las inversiones. Por ello, el debate se centra en cómo mejorar la competitividad de la cadena de suministro doméstica. La industria local entiende que este escenario es una oportunidad para elevar sus propios estándares y trabajar en conjunto con el Estado en políticas que reduzcan los costos logísticos y financieros, permitiendo que el proveedor argentino compita de igual a igual con los insumos globales.
3. Hacia un desarrollo industrial sostenible
La visión compartida entre el Gobierno y el sector privado es que las grandes inversiones deben dejar una capacidad instalada duradera en el país. El RIGI, en su espíritu original, contempla el desarrollo de proveedores locales como un componente clave del éxito a largo plazo. En este sentido, el ajuste fino de la normativa se percibe como una evolución natural del régimen para asegurar que el crecimiento de Vaca Muerta y la minería se traduzca en una industria nacional más moderna, tecnológica y exportadora.
Visión Runrún Energético:
En Runrún creemos que el RIGI es la herramienta más potente que ha tenido el país en décadas para atraer capitales. Este proceso de ajuste en la cadena de suministros es parte de una transición necesaria. El diálogo abierto entre los ministerios y las cámaras industriales es la garantía de que los beneficios del régimen “derrame” de forma equilibrada, protegiendo el empleo nacional mientras se acelera la ejecución de las obras que el país necesita para ser una potencia energética global.
Lo que el pasado 6 de enero anticipamos en exclusiva como un fuerte interés de los capitales de Abu Dhabi por los recursos no convencionales argentinos, hoy se termina de materializar en una operación de ingeniería corporativa de alto impacto. YPF y Pluspetrol han activado un intercambio de áreas (swap) estratégico que funciona como la “llave de acceso” para que la italiana Eni y la emiratí ADNOC ingresen finalmente a la joya del shale argentino.
1. El detrás de escena de la operación
Tal como adelantamos en nuestra nota “Inversiones: Vaca Muerta en el radar de Abu Dhabi”, el desembarco árabe no es una decisión aislada, sino parte de una alianza global para asegurar el suministro de gas. El swap consiste en un canje de participaciones entre YPF y Pluspetrol en bloques clave como Bajada de Añelo. Este movimiento permite que Eni y ADNOC ingresen como socios no operadores, aportando el músculo financiero necesario para escalar la producción.
2. El peso de los nuevos socios
El ingreso de ADNOC (Abu Dhabi National Oil Company) es un hito: se trata de uno de los mayores productores de energía del mundo, con una capacidad de inversión que garantiza el desarrollo de infraestructura de largo plazo. Por su parte, la italiana Eni aporta su know-how tecnológico y su red de distribución en Europa. Para YPF, contar con estos socios significa blindar el abastecimiento para su ambicioso plan de exportación de GNL, asociándose con quienes ya dominan ese mercado a nivel mundial.
3. Del rumor a la confirmación estratégica
Aquel “radar de Abu Dhabi” que mencionamos hace semanas se ha transformado hoy en contratos firmados. Este swap permite a Pluspetrol consolidar áreas de su interés operativo y a YPF concentrar esfuerzos en la “ventana de gas” para alimentar la planta de licuefacción. En un contexto donde algunas operadoras tradicionales revisan su permanencia, la llegada de estos gigantes de Oriente Medio y Europa ratifica que el atractivo geológico de Vaca Muerta está por encima de cualquier coyuntura corporativa.
Visión Runrún Energético:
La confirmación de este desembarco valida nuestra línea editorial: Argentina ha dejado de ser una promesa regional para convertirse en una prioridad para los fondos soberanos más grandes del mundo. Mientras otros medios recién comienzan a analizar el impacto del ingreso de ADNOC, nuestros lectores ya sabían desde principios de enero que este era el camino. La entrada de Eni y ADNOC no solo trae dólares, trae una visión global del negocio del gas que cambiará para siempre la escala de exportación del país.
Un paso fundamental para la infraestructura energética del interior neuquino se concretó este fin de semana con el arribo de los primeros componentes críticos para la construcción de la planta de almacenamiento y vaporización de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Moquehue. Esta obra, ejecutada por la empresa estatal Hidenesa, permitirá dotar de gas por red a una de las zonas turísticas con mayor crecimiento de la provincia, eliminando la dependencia de métodos de calefacción individuales y costosos.
1. Logística y equipamiento
El operativo de traslado incluyó la llegada de tanques de almacenamiento de gran porte y equipos de vaporización diseñados para operar en condiciones climáticas extremas. Según informaron las autoridades provinciales este sábado 24 de enero, la logística fue coordinada para aprovechar la ventana de buen tiempo en la zona cordillerana y garantizar que el montaje comience de inmediato.
2. Impacto en la comunidad y el turismo
La planta de Moquehue no solo beneficiará a las familias residentes, sino que representa un salto cualitativo para la infraestructura turística. Al contar con gas por red, los emprendimientos hoteleros y gastronómicos de la zona de Villa Pehuenia-Moquehue podrán reducir significativamente sus costos operativos, mejorando la competitividad del destino durante la temporada invernal.
3. El rol de Hidenesa
La ejecución de esta obra reafirma el rol estratégico de Hidenesa en la llegada de servicios a localidades donde, por razones de escala o geografía, los operadores privados no llegan. La planta funcionará como un centro de distribución local, abastecido mediante camiones que transportarán el GLP desde las plantas de producción hasta los tanques de almacenamiento ahora instalados.
Visión Runrún Energético:
Mientras los grandes titulares se los lleva la exportación de crudo y el GNL, obras como la de Moquehue son las que “derraman” el beneficio del recurso energético hacia la población local. La llegada de los equipos es una señal de gestión cumplida para el gobierno provincial en un área sensible. Para el sector, es un recordatorio de que la expansión de la red de GLP sigue siendo la herramienta más eficaz para integrar la cordillera al sistema energético nacional.
Atucha I estará en parada prolongada hasta 2027por el proyecto de extensión de vida. Atucha II tendrá una parada de mantenimiento en marzo.
La gerencia encargada de ejecutar la extensión de vida de Atucha I, una de las tres centrales nucleares que tiene el país, notificó este mes que los cambios en la política de compras están retrasando la ejecución de la obra, que debería estar lista en marzo de 2027. Las modificaciones habían sido promovidas por dos gerentes que respondían al presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, y que el miércoles pasado fueron desplazados por una denuncia por presuntos sobreprecios.
Los cambios en la política de compras los impulsó la gerencia de Coordinación Administrativa, comandada por Hernán Pantuso, y la gerencia general, a cargo de Marcelo Famá, quienes ingresaron en la empresa con el recambio de directorio de abril que marcó el desembarco de Reidel como presidente de Nucleoeléctrica.
Pantuso y Famá buscó centralizar las compras para las centrales nucleares a través de la gerencia de Abastecimiento y Contrataciones, de forma tal de realizar agrupamientos de compras de insumos, buscando una mayor eficiencia y mejores precios en las licitaciones.
Sin embargo, los resultados inmediatos de quitarle a las centrales nucleares la gestión de sus compras no fueron positivos. Concretamente, la cantidad de comprobantes (obligaciones) sin pagar por insumos y servicios contratados a proveedores nacionales se disparó a partir de junio pasado, evidenciando crecientes demoras tanto en los pagos como en la recepción de los bienes y servicios, según pudo saber EconoJournal.
En octubre de 2024 no se registraron comprobantes sin pagar, mientras que un año más tarde, en octubre de 2025, se contabilizaron 205 comprobantes sin pagar. El pico máximo de 2025 se registró en julio con 420 comprobantes sin pagar.
Distinto es el caso de las obligaciones con proveedores extranjeros, que mostraron una evolución favorable, con apenas 39 contratos pendientes de pago contabilizados en octubre pasado.
En la empresa se reconoce que muchos componentes y servicios que se deben importar para la extensión de vida recién se pudieron destrabar con la flexibilización de los controles de cambio en los últimos dos años. “La gestión de compras externas era difícil con el gobierno anterior y el torniquete”, explicó una fuente.
Atucha I: la advertencia sobre la política de compras
La central nuclear Atucha I cumplió su primer ciclo de vida de 50 años en 2024. Nucleoeléctrica trabaja para extender la operación por 20 años más.
La evolución en los comprobantes sin pagar vista por este medio explica la preocupación que comenzó a correr dentro de las gerencias de Operaciones y de Proyectos y que finalmente devino en una interna feroz con la línea política de la empresa.
Fuentes dentro de la compañía comentaron a EconoJournal la existencia de una nota que la gerencia del proyecto de extensión de vida de Atucha I remitió en enero de este año a las gerencias de Proyectos y de Operaciones.
La notificación señala que cambios puntuales en los procesos de compra introducidos en 2025 impactaron de forma negativa en la ejecución del proyecto, al forzar al personal técnico avocado al mismo a dedicar más tiempo en nuevas gestiones relacionadas con las compras.
Según una de las fuentes, en uno de los pasajes de la nota se hace saber que los cambios en los procesos de compras “incidieron en los plazos, la coordinación y comunicación inter-áreas y la eficiencia general de la gestión, recargando a los equipos técnicos, limitados en recursos de personal, quienes deben dedicar más tiempo en estas gestiones”.
Por otro lado, en la empresa también se comentan posibles dificultades para cumplir con la parada programada de Atucha II, que comienza el día 14 de marzo y debería durar 63 días.
“Hay contratos de servicios de mantenimiento a empresas extranjeras y componentes específicos nucleares que revisten demoras, dado que la gestión de compra en el último tiempo priorizaba las cosas triviales, como limpieza, parquizado y transporte”, relató una fuente.
La revisión corporativa que agudizó la tensión
Durante varios meses las diferencias entre la línea política y la línea profesional en torno a la política de compras no pasaron de ser discusiones internas. Sin embargo, la interna detonó en diciembre con la revisión independiente que se realiza todos los años en Nucleoeléctrica.
El subgerente de producción en Atucha I y II, Martín Reina, y el jefe del Departamento de Asistencia de Producción, Gabriel Blejer, asistieron a pedido del Área de Supervisión Independiente de la empresa en la realización de la revisión corporativa del 2025.
La revisión corporativa es un procedimiento anual en el que personal del Área de Supervisión Independiente evalúa los procesos y actividades de planta, corporativos y de soporte, y el comportamiento del personal, de forma tal de identificar problemáticas y corregirlas. Se trata de un procedimiento que está en línea con las mejores prácticas promovidas por la Asociación Mundial de Operadores Nucleares (WANO).
El procedimiento consiste de entrevistas a personal de la empresa para consultar sobre temas de interés previamente definidos entre la Gerencia Planeamiento Estratégico y dicha área. El contenido de las entrevistas luego queda plasmado en un informe final.
La política de compras formaba parte de los temas relevados en las entrevistas. Reina y Blejer colaboraron con el área de Revisión Independiente en la confección y realización de las mismas.
De acuerdo con las fuentes consultadas, un reporte preliminar con respuestas de empleados de la empresa habría molestado a Pantuso, quien a comienzos de diciembre ordenó los despidos de Reina y Blejer y la apertura de un sumario contra los dos.
Sin embargo, la reacción negativa dentro de la compañía los llevó a frenar los despidos. El gerente de Sitio de Atucha I y II, Diego Garde, puso su renuncia a disposición, en abierto rechazo a la decisión tomada por Pantuso y validada por Famá. De todas formas, el sumario contra Blejer y Reina continúa abierto. Por otro lado, el informe final de la revisión independiente anual quedó en un limbo.
El episodio tensionó como nunca antes la convivencia interna en la empresa. “Nunca pasó algo así. Esto quiebra la cultura organizacional de la empresa, que se funda en la transparencia y confianza”, explicó una fuente.
La remoción de los gerentes en Nucleoelećtrica
El directorio de Nucleoeléctrica, de izquierda a derecha: Axel Larreteguy, Marcelo Famá (director suplente), Demian Reidel (presidente), Germán Guido Lavalle (vicepresidente), Diego Chaher y Marco Campolonghi.
Finalmente, la interna y un presunto caso de sobreprecios terminó detonando la salida de Famá y Pantuso de sus cargos. El directorio de la empresa resolvió la semana pasada por tres votos contra dos removerlos de sus cargos debido a una denuncia interna promovida desde el Comité de Integridad de la compañía que los vincula en un presunto caso de direccionamiento a favor de una empresa en una licitación de limpieza.
El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, votó en contra de la remoción de los gerentes, y Diego Chaher, integrante del directorio, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, lo hizo a favor. Además de su remoción se les abrió un sumario para investigar la denuncia interna.
La propuesta de tratar en reunión de directorio la remoción o continuidad de los gerentes fue realizada por el vicepresidente de la empresa, Germán Guido Lavalle, quien continúa en el directorio en representación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). “(Guido Lavalle) el 9 de enero mandó un mail solicitando reunión para el 14, como Reidel estaba de vacaciones se fijó para el 21”, contó una fuente.
Famá y Pantuso ingresaron en la empresa cuando Reidel asumió la presidencia en abril de 2025. El primero es un doctor en física con pasos previos por INVAP, Grupo Techint, Arsat y la CNEA, mientras que el segundo es un licenciado en periodismo que tuvo un paso por la política bonaerense durante la gobernación de Daniel Scioli.
En la reunión de directorio también se resolvió designar como gerente general interino a Fernando Monserrat, un histórico de la empresa que ya ofició en ese cargo.
Atucha I: un liderazgo político experimentado para un proyecto complejo
Instalación de una grúa en el proyecto ASECG II en el complejo Atucha.
El retorno de Monserrat a la gerencia general fue bien recibido dentro de la empresa. Las prioridades máximas para la línea profesional son la culminación de la extensión de vida de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), dos proyectos que implican una inversión global de US$ 700 millones.
El primer proyecto, formalmente denominado como Parada Prolongada de Reacondicionamiento de Atucha I, busca extender la vida operativa de la central nuclear por al menos 20 años calendarios más, mientras que el almacenamiento en seco es clave para la continuidad operativa de Atucha II.
Atucha I salió de servicio en septiembre de 2024 y está programado que vuelva a operación en marzo de 2027, mientras que el ASECQ II debe entrar en funcionamiento durante 2027 para que Atucha II pueda seguir generando.
En la empresa confían en cumplir con los plazos establecidos en forma razonable, aunque también se reconoce que la extensión de Atucha I es un proyecto con desafíos técnicos únicos que complican el cumplimiento del plazo original.
Los diseños de Atucha I y II son únicos en el mundo. No existen otros reactores comerciales con la configuración de recipiente de presión, uranio natural y agua pesada, por lo que no hay antecedentes para un proyecto de este tipo.
Nucleoeléctrica tiene experiencia probaba con la extensión de vida de Embalse ejecutada durante la presidencia de Mauricio Macri y la culminación y puesta en marcha de Atucha II en la presidencia de Cristina Fernández de Kirchner.
La empresa lleva casi dos décadas planificando la extensión de vida de Atucha I. Para la ejecución del proyecto se conformó una gerencia específica que está ejecutando un plan con cinco líneas de trabajo que implican ejecutar 41 subproyectos indispensables, además de un total de 251 subproyectos no obligatorios para hacer más eficiente a la central.
Las fuentes consultadas no dudan sobre la capacidad técnica de concretar el proyecto en un plazo razonable, pero subrayan cierto desgaste por salida de personal de la empresa y pérdidas salariales. Un desgaste que se magnificó en el último año tras la designación del tercer directorio en la empresa en lo que va de la presidencia Milei.
“Estamos acostumbrados a los cambios de directorio y presidentes, pero el desgaste existe”, sintetizó una fuente.
Atucha I estará en parada prolongada hasta 2027por el proyecto de extensión de vida. Atucha II tendrá una parada de mantenimiento en marzo.
La gerencia encargada de ejecutar la extensión de vida de Atucha I, una de las tres centrales nucleares que tiene el país, notificó este mes que los cambios en la política de compras están retrasando la ejecución de la obra, que debería estar lista en marzo de 2027. Las modificaciones habían sido promovidas por dos gerentes que respondían al presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, y que el miércoles pasado fueron desplazados por una denuncia por presuntos sobreprecios.
Los cambios en la política de compras los impulsó la gerencia de Coordinación Administrativa, comandada por Hernán Pantuso, y la gerencia general, a cargo de Marcelo Famá, quienes ingresaron en la empresa con el recambio de directorio de abril que marcó el desembarco de Reidel como presidente de Nucleoeléctrica.
Pantuso y Famá buscó centralizar las compras para las centrales nucleares a través de la gerencia de Abastecimiento y Contrataciones, de forma tal de realizar agrupamientos de compras de insumos, buscando una mayor eficiencia y mejores precios en las licitaciones.
Sin embargo, los resultados inmediatos de quitarle a las centrales nucleares la gestión de sus compras no fueron positivos. Concretamente, la cantidad de comprobantes (obligaciones) sin pagar por insumos y servicios contratados a proveedores nacionales se disparó a partir de junio pasado, evidenciando crecientes demoras tanto en los pagos como en la recepción de los bienes y servicios, según pudo saber EconoJournal.
En octubre de 2024 no se registraron comprobantes sin pagar, mientras que un año más tarde, en octubre de 2025, se contabilizaron 205 comprobantes sin pagar. El pico máximo de 2025 se registró en julio con 420 comprobantes sin pagar.
Distinto es el caso de las obligaciones con proveedores extranjeros, que mostraron una evolución favorable, con apenas 39 contratos pendientes de pago contabilizados en octubre pasado.
En la empresa se reconoce que muchos componentes y servicios que se deben importar para la extensión de vida recién se pudieron destrabar con la flexibilización de los controles de cambio en los últimos dos años. “La gestión de compras externas era difícil con el gobierno anterior y el torniquete”, explicó una fuente.
Atucha I: la advertencia sobre la política de compras
La central nuclear Atucha I cumplió su primer ciclo de vida de 50 años en 2024. Nucleoeléctrica trabaja para extender la operación por 20 años más.
La evolución en los comprobantes sin pagar vista por este medio explica la preocupación que comenzó a correr dentro de las gerencias de Operaciones y de Proyectos y que finalmente devino en una interna feroz con la línea política de la empresa.
Fuentes dentro de la compañía comentaron a EconoJournal la existencia de una nota que la gerencia del proyecto de extensión de vida de Atucha I remitió en enero de este año a las gerencias de Proyectos y de Operaciones.
La notificación señala que cambios puntuales en los procesos de compra introducidos en 2025 impactaron de forma negativa en la ejecución del proyecto, al forzar al personal técnico avocado al mismo a dedicar más tiempo en nuevas gestiones relacionadas con las compras.
Según una de las fuentes, en uno de los pasajes de la nota se hace saber que los cambios en los procesos de compras “incidieron en los plazos, la coordinación y comunicación inter-áreas y la eficiencia general de la gestión, recargando a los equipos técnicos, limitados en recursos de personal, quienes deben dedicar más tiempo en estas gestiones”.
Por otro lado, en la empresa también se comentan posibles dificultades para cumplir con la parada programada de Atucha II, que comienza el día 14 de marzo y debería durar 63 días.
“Hay contratos de servicios de mantenimiento a empresas extranjeras y componentes específicos nucleares que revisten demoras, dado que la gestión de compra en el último tiempo priorizaba las cosas triviales, como limpieza, parquizado y transporte”, relató una fuente.
La revisión corporativa que agudizó la tensión
Durante varios meses las diferencias entre la línea política y la línea profesional en torno a la política de compras no pasaron de ser discusiones internas. Sin embargo, la interna detonó en diciembre con la revisión independiente que se realiza todos los años en Nucleoeléctrica.
El subgerente de producción en Atucha I y II, Martín Reina, y el jefe del Departamento de Asistencia de Producción, Gabriel Blejer, asistieron a pedido del Área de Supervisión Independiente de la empresa en la realización de la revisión corporativa del 2025.
La revisión corporativa es un procedimiento anual en el que personal del Área de Supervisión Independiente evalúa los procesos y actividades de planta, corporativos y de soporte, y el comportamiento del personal, de forma tal de identificar problemáticas y corregirlas. Se trata de un procedimiento que está en línea con las mejores prácticas promovidas por la Asociación Mundial de Operadores Nucleares (WANO).
El procedimiento consiste de entrevistas a personal de la empresa para consultar sobre temas de interés previamente definidos entre la Gerencia Planeamiento Estratégico y dicha área. El contenido de las entrevistas luego queda plasmado en un informe final.
La política de compras formaba parte de los temas relevados en las entrevistas. Reina y Blejer colaboraron con el área de Revisión Independiente en la confección y realización de las mismas.
De acuerdo con las fuentes consultadas, un reporte preliminar con respuestas de empleados de la empresa habría molestado a Pantuso, quien a comienzos de diciembre ordenó los despidos de Reina y Blejer y la apertura de un sumario contra los dos.
Sin embargo, la reacción negativa dentro de la compañía los llevó a frenar los despidos. El gerente de Sitio de Atucha I y II, Diego Garde, puso su renuncia a disposición, en abierto rechazo a la decisión tomada por Pantuso y validada por Famá. De todas formas, el sumario contra Blejer y Reina continúa abierto. Por otro lado, el informe final de la revisión independiente anual quedó en un limbo.
El episodio tensionó como nunca antes la convivencia interna en la empresa. “Nunca pasó algo así. Esto quiebra la cultura organizacional de la empresa, que se funda en la transparencia y confianza”, explicó una fuente.
La remoción de los gerentes en Nucleoelećtrica
El directorio de Nucleoeléctrica, de izquierda a derecha: Axel Larreteguy, Marcelo Famá (director suplente), Demian Reidel (presidente), Germán Guido Lavalle (vicepresidente), Diego Chaher y Marco Campolonghi.
Finalmente, la interna y un presunto caso de sobreprecios terminó detonando la salida de Famá y Pantuso de sus cargos. El directorio de la empresa resolvió la semana pasada por tres votos contra dos removerlos de sus cargos debido a una denuncia interna promovida desde el Comité de Integridad de la compañía que los vincula en un presunto caso de direccionamiento a favor de una empresa en una licitación de limpieza.
El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, votó en contra de la remoción de los gerentes, y Diego Chaher, integrante del directorio, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, lo hizo a favor. Además de su remoción se les abrió un sumario para investigar la denuncia interna.
La propuesta de tratar en reunión de directorio la remoción o continuidad de los gerentes fue realizada por el vicepresidente de la empresa, Germán Guido Lavalle, quien continúa en el directorio en representación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). “(Guido Lavalle) el 9 de enero mandó un mail solicitando reunión para el 14, como Reidel estaba de vacaciones se fijó para el 21”, contó una fuente.
Famá y Pantuso ingresaron en la empresa cuando Reidel asumió la presidencia en abril de 2025. El primero es un doctor en física con pasos previos por INVAP, Grupo Techint, Arsat y la CNEA, mientras que el segundo es un licenciado en periodismo que tuvo un paso por la política bonaerense durante la gobernación de Daniel Scioli.
En la reunión de directorio también se resolvió designar como gerente general interino a Fernando Monserrat, un histórico de la empresa que ya ofició en ese cargo.
Atucha I: un liderazgo político experimentado para un proyecto complejo
Instalación de una grúa en el proyecto ASECG II en el complejo Atucha.
El retorno de Monserrat a la gerencia general fue bien recibido dentro de la empresa. Las prioridades máximas para la línea profesional son la culminación de la extensión de vida de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), dos proyectos que implican una inversión global de US$ 700 millones.
El primer proyecto, formalmente denominado como Parada Prolongada de Reacondicionamiento de Atucha I, busca extender la vida operativa de la central nuclear por al menos 20 años calendarios más, mientras que el almacenamiento en seco es clave para la continuidad operativa de Atucha II.
Atucha I salió de servicio en septiembre de 2024 y está programado que vuelva a operación en marzo de 2027, mientras que el ASECQ II debe entrar en funcionamiento durante 2027 para que Atucha II pueda seguir generando.
En la empresa confían en cumplir con los plazos establecidos en forma razonable, aunque también se reconoce que la extensión de Atucha I es un proyecto con desafíos técnicos únicos que complican el cumplimiento del plazo original.
Los diseños de Atucha I y II son únicos en el mundo. No existen otros reactores comerciales con la configuración de recipiente de presión, uranio natural y agua pesada, por lo que no hay antecedentes para un proyecto de este tipo.
Nucleoeléctrica tiene experiencia probaba con la extensión de vida de Embalse ejecutada durante la presidencia de Mauricio Macri y la culminación y puesta en marcha de Atucha II en la presidencia de Cristina Fernández de Kirchner.
La empresa lleva casi dos décadas planificando la extensión de vida de Atucha I. Para la ejecución del proyecto se conformó una gerencia específica que está ejecutando un plan con cinco líneas de trabajo que implican ejecutar 41 subproyectos indispensables, además de un total de 251 subproyectos no obligatorios para hacer más eficiente a la central.
Las fuentes consultadas no dudan sobre la capacidad técnica de concretar el proyecto en un plazo razonable, pero subrayan cierto desgaste por salida de personal de la empresa y pérdidas salariales. Un desgaste que se magnificó en el último año tras la designación del tercer directorio en la empresa en lo que va de la presidencia Milei.
“Estamos acostumbrados a los cambios de directorio y presidentes, pero el desgaste existe”, sintetizó una fuente.
La Secretaría de Energía formalizó el nombramiento del Marcelo Alejandro Nachón al frente del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). La medida se oficializa luego de la salida de Carlos Casares, cuya renuncia se hizo efectiva el pasado 22 de enero.
Nachón es uno de los tres vocales que conforman la propuesta que el Gobierno nacional elevó al Senado para designar a las nuevas autoridades del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), el organismo unificado con el cual la actual gestión dará por finalizado el proceso de normalización de los entes de contralor y regulación del sector energético.
La llegada de Nachón ocurre en ese contexto de transición, mientras avanza el proceso de conformación del nuevo Ente creado bajo la Ley de Bases. Según la normativa vigente, el mandato en el Enargas se extenderá hasta el 9 de julio de 2026 o hasta que se constituya formalmente el directorio del nuevo organismo unificado.
Los antecedentes de Marcelo Nachón
Nachón es licenciado en Economía, posee experiencia en el sector hidrocarburífero y de regulación energética. Previo a este nombramiento, se desempeñó desde julio de 2024 como integrante del Consejo Asesor del Enargas. En ese rol, participó en la elaboración de marcos normativos y en procesos estratégicos como la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la revisión tarifaria quinquenal.
Su carrera incluye más de 16 años en la compañía Wintershall Dea Argentina, donde ejerció funciones de responsabilidad en temas regulatorios y contractuales, representando a la firma en negociaciones tanto en la Argentina como a nivel regional.
Asimismo, Nachón cuenta con antecedentes en la gestión pública: entre 2004 y 2007 ocupó el cargo de director nacional de Economía de los Hidrocarburos dentro de la Secretaría de Energía.
Desde el Gobierno nacional señalaron que su designación busca garantizar la continuidad institucional y el funcionamiento operativo del sistema gasífero durante esta etapa. El economista ya fue evaluado y avalado por el comité de selección para integrar el futuro directorio unificado, proceso que se encuentra en su etapa final de conclusión.
Con este cambio de autoridades, Nachón asumirá las facultades de gobierno y administración establecidas por la Ley 24.076, en un período marcado por la prórroga de la emergencia energética y la reconfiguración del sistema de transporte de gas en el país.
La Secretaría de Energía deberá fijar los nuevos precios del gas para todo 2026.
El Gobierno aprobó este lunes la puesta en marcha de un Precio Anual Uniforme del servicio de gas natural con el objetivo de suavizar el impacto en el bolsillo de los usuarios durante los meses de mayor consumo.
El precio del gas que se trasladada a la tarifa ha tenido históricamente un componente estacional. Por lo tanto, es más caro en los períodos de temperaturas frías, lo cual sumado al mayor consumo que se registra en esos meses del invierno, deriva en aumentos significativos.
El cambio que introdujo ahora el gobierno, a través del decreto 26/2026, prevé que el valor del metro cúbico será constante a lo largo del año.
Se aplana el precio del gas
Al «aplanar» la curva de precios, los usuarios tendrán facturas más parejas, facilitando la planificación de los gastos familiares y evitando sobresaltos financieros en invierno.
La Secretaría de Energía aclaró que esto no implica una modificación de los contratos ni del Plan Gas, se preserva la cadena de pagos del sector y se mantiene la señal de precio del gas.
El Estado actuará como un «amortiguador» financiero: seguirá pagando a las productoras el precio estacional correspondiente (más alto en invierno), pero cobrará a los usuarios un precio promedio anualizado. Las diferencias que surjan entre el precio real de mercado y el precio uniforme que paga el usuario serán compensadas por el Estado Nacional, asegurando que no se corte la cadena de pagos del sector.
“El diferencial que surja entre el Precio Anual Uniforme definido por la Autoridad de Aplicación en el marco del Plan Gas Ar y el Precio de Mercado resultante de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional, cualquiera sea su signo, positivo o negativo, estará a cargo del Estado Nacional, o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda”, aclara el decreto en su artículo 1 que sustituye el punto 13 del Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028 aprobado por el artículo 2 del decreto 892 de noviembre de 2020.
La Secretaría de Energía deberá publicar en los próximos días los cuadros con los nuevos valores anualizados que regirán para este ciclo 2026.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) en su Reporte Mensual de Generación Eléctrica, informó que en septiembre de 2025 la generación eléctrica en la región alcanzó 156 TWh, con un crecimiento interanual del 3,3% y una importante recuperación de las fuentes renovables.
La hidroenergía se mantuvo como la principal fuente de generación, con una participación del 45,7 %, impulsada por mejores condiciones hidrológicas en varios países de la región.
El informe destaca que el Índice de Renovabilidad llegó al 65 %, recuperándose frente al mes anterior, gracias a una mayor participación de fuentes limpias y a la reducción en la generación con gas natural, cuya participación cayó al 24 %. La energía solar registró un crecimiento mensual del 5 %, asociada a la entrada de nuevas instalaciones fotovoltaicas, mientras que la generación con carbón y otros combustibles fósiles continuó en descenso. A nivel nacional, 11 de los 27 países miembros de OLACDE superaron el promedio regional de renovabilidad, destacándose Paraguay y Uruguay (100 %), Costa Rica (98 %), Venezuela (92 %), Ecuador (90 %), Brasil (89 %), Colombia (86 %), el Salvador (79 %), Belice (77 %), Panamá (74 %) y Chile (70 %). Estos resultados confirman el avance de la región hacia una matriz eléctrica más limpia, resiliente y sostenible, con las energías renovables como eje central del desarrollo energético, destacó la OLACDE.
Entre el 26 y el 30 de diciembre del año pasado y desde la Posta de Inflamables N°3 de Puerto Galván, el buque tanque VS Pride cargó aproximadamente 71.000 metros cúbicos de crudo con destino a Estados Unidos haciendo uso del sistema logístico de la Refinería Bahía Blanca y el Oleoducto Derivación, recientemente incorporado al esquema de transporte de la región.
La operación tuvo como eje central la utilización de este nuevo ducto, desarrollado por Trafigurajunto con la operadora del sistema troncal Oldelval. La infraestructura permite la conexión directa entre el sistema de transporte principal y la posta de carga en Puerto Galván, lo que reduce restricciones operativas y amplía la capacidad disponible para las exportaciones.
Oleoducto Derivación y el fortalecimiento del perfil exportador de Vaca Muerta
De acuerdo con la información difundida por los operadores, la conexión directa con el oleoducto troncal facilitó una carga más ágil del VS Pride, un buque de 228 metros de eslora. La coordinación entre la Refinería Bahía Blanca y el consorcio de Puerto Rosales permitió integrar la producción proveniente de la Cuenca Neuquina con el circuito portuario de salida al mercado internacional.
El Oleoducto Derivación fue inaugurado a comienzos de noviembre de 2025 y se presenta como una vía complementaria dentro del sistema nacional de transporte de crudo. Su incorporación apunta a mejorar la flexibilidad operativa y a acompañar el incremento del perfil exportador de la producción de Vaca Muerta.
La nueva infraestructura cuenta con un diámetro de 14 pulgadas y una extensión aproximada de 11 kilómetros. Conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la Refinería Bahía Blanca. La inversión informada para su ejecución superó los 30 millones de dólares y, según los responsables del proyecto, se llevó adelante bajo estándares técnicos, de seguridad y ambientales alineados con las prácticas del sector.
La reciente exportación se enmarca en un contexto de ampliación de la capacidad logística para el transporte y la salida de crudo desde la Cuenca Neuquina, en un momento en el que los operadores buscan optimizar los cuellos de botella en la infraestructura y sostener el crecimiento de los volúmenes destinados a los mercados externos.
YPF y el Gobierno de la provincia de Río Negro firmaron un acta acuerdo que establece el marco regulatorio y de cooperación institucional destinado a impulsar el desarrollo del proyecto Argentina LNG. La firma estuvo encabezada por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín y el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck.
El acuerdo otorga estabilidad fiscal y regulatoria a nivel provincial por 30 años, complementaria al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que Nación ya ha asignado al proyecto, brindando previsibilidad para los inversores que participarán en la cadena de valor del proyecto de GNL. Asimismo, fija condiciones claras para aspectos no tributarios relevantes para la ejecución del proyecto en la Provincia.
Durante la firma, Marín destacó que “este acuerdo marco representa un paso clave para avanzar en un proyecto estratégico que posicionará a la Argentina como un proveedor confiable de energía para el mundo, generará empleo de calidad y promoverá inversiones de largo plazo”.
Luego de la firma, el Gobernador Weretilneck sostuvo que “Río Negro es protagonista del cambio energético de la Argentina, pero también proyectos como éste son la base de un cambio profundo en la matriz productiva rionegrina. Río Negro sigue cambiando con la mirada puesta en el desarrollo y la creación de empleo genuino”.
Además del marco fiscal, el acta incorpora un Programa de Formación Técnico-Profesional destinado a fortalecer las capacidades locales y promover el empleo en la zona de influencia del proyecto.
El programa será impulsado conjuntamente por las empresas vinculadas al proyecto, la Fundación YPF e instituciones educativas designadas por la Provincia. Su objetivo es promover la formación técnico-profesional de los recursos humanos necesarios para el desarrollo de la cadena de valor de la industria del GNL en Río Negro, consolidando oportunidades de capacitación para jóvenes y trabajadores locales.
Acerca de Argentina LNG:
Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer gas natural licuado a los mercados internacionales.
Se estima que alcance exportaciones, por hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL para 2030, con la posibilidad de escalar hasta los 18 MTP.
Shell está reconsiderando su estrategia en Argentina y podría desprenderse de sus activos en Vaca Muerta, uno de los mayores yacimientos de hidrocarburos no convencionales del país. Según replicó la agencia Reuters, la compañía ha iniciado contactos con posibles interesados para vender parte o la totalidad de sus participaciones, aunque la venta no está aún confirmada y la empresa podría decidir mantener su presencia.
Esta revisión de activos forma parte de un ajuste más amplio que Shell lleva adelante a nivel global desde que Wael Sawan asumió como director ejecutivo. La petrolera ha vendido varios activos para optimizar su desempeño financiero y equilibrar sus inversiones entre petróleo y energías renovables. Entre sus movimientos recientes también se incluye la intención de abandonar el yacimiento petrolífero sirio de al-Omar y la posible venta de su participación en LNG Canada.
En Argentina, Shell posee un 90% de participación en los bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo, además de un 50% en Bajada de Añelo junto con YPF. En diciembre de 2025, la compañía anunció su retiro del proyecto Argentina GNL, un plan de exportación de gas natural licuado liderado por YPF con el objetivo de alcanzar ingresos anuales de 15.000 millones de dólares. Shell aclaró que no avanzaría con la fase inicial del proyecto, habiendo participado solo en la etapa de pre-FEED, aunque continúa explorando opciones de expansión junto a YPF para Argentina LNG.
La decisión de Shell habría sido influida por la presión de YPF y la incorporación de nuevos socios como ENI y Adnoc, que buscaban acelerar los plazos de exportación. En este contexto, Horacio Marín, CEO de YPF, declaró en noviembre durante el Forbes Energy Summit: “Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así”.
En paralelo, MidOcean Energy LLC, con inversiones de Saudi Aramco, está en conversaciones para sumarse al proyecto de gas natural licuado de Argentina, según indicó la agencia Bloomberg. Aunque las negociaciones están en una etapa inicial, el presidente Javier Milei se reunió la semana pasada en Buenos Aires con ejecutivos de MidOcean. Sin embargo, la empresa aún podría decidir retirarse del proyecto.
JPMorgan está encargada de organizar la financiación del proyecto, con la meta de atraer aproximadamente 14.000 millones de dólares, equivalentes a cerca del 70% de la inversión necesaria. El plan contempla la construcción de al menos dos buques de licuefacción flotantes con capacidad anual para 12 millones de toneladas frente a la costa atlántica argentina, y los ejecutivos de YPF esperan incorporar un tercer buque en el futuro.
Recientemente, el Gobierno argentino anunció un superávit en la balanza comercial energética de 7.800 millones de dólares, el mayor en 33 años, impulsado principalmente por la producción de Vaca Muerta, un dato que subraya la relevancia estratégica del yacimiento para el país.
El proyecto de litio Hombre Muerto Oeste tiene aprobada la adhesión al RIGI por una inversión de US$ 217 millones.
El proyecto de litio Hombre Muerto Oeste (HMW, por sus siglas en inglés) de la minera australiana Galan Lithium comenzará la producción en el primer semestre del año, según informó la compañía en un comunicado. El proyecto está ubicado en Catamarca y tiene la adhesión aprobada al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) por una inversión de US$ 217 millones y se convertiría en el octavo desarrollo de litio que entra en producción en el país.
Ubicado en el Salar del Hombre Muerto, donde se encuentran otros desarrollos importantes de litio, HMW es el segundo proyecto de litio aprobado del RIGI luego de Rincón de la minera Río Tinto, que planea invertir US$ 2.700 millones en Salta.
El inicio de producción del proyecto de Galan Lithium coincide con un repunte del precio a nivel internacional, ya que en los últimos días la tonelada acaba de superar los 20.000 dólares, el doble que en enero del año pasado. La producción de la fase 1 sólo requerirá seis pozos, pero precisará un total de 23 pozos de producción sumando las fases 1 y 2.
Según el informe de actividades que la empresa dio a conocer, que abarca hasta diciembre de 2025, logró avances significativos en la etapa de construcción de la fase 1 del proyecto. “Los tanques de evaporación 4 y 5 se han mejorado y revestido para soportar una tasa de producción de 4.000 toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE)”, indicó Galan Lithium, que analiza ampliar la capacidad de la primer fase a 5.400 toneladas anuales, según el Estudio de Factibilidad Definitivo.
Cómo avanza la construcción del proyecto de litio
La nano-planta de filtración que utilizará el proyecto en la fase 1 se ensambló y probó en Sídney y se espera que llegue en contenedores al país en los próximos días. “Se ha ordenado infraestructura clave, incluido el suministro de energía y las bombas, de acuerdo con los plazos y el presupuesto del proyecto”, explicó la minera australiana.
El proyecto generará un concentrado de cloruro de litio de alta calidad con un 6% de contenido de litio, equivalente a 13% de Li2O o 32% de Carbonato de Litio Equivalente (LCE).
Galan Lithium restauró dos estanques de evaporación que utilizará en la primera etapa de producción. También instaló los revestimientos de estos estanques. En la actualidad la empresa está realizando obras para subdividir los estanques de evaporación donde producirá cloruro de litio.
El director de Galán Lithium, Juan Pablo Vargas de la Vega, destacó que “el sólido progreso en Hombre Muerto West continúa reflejando el fuerte compromiso y trabajo en equipo y con nuestros contratistas y socios en Authium Ltd., completando el ensamblaje y las pruebas de la nano-planta de filtración. El avance de las obras en HMW son hitos importantes a medida que nos acercamos a la primera producción. Estamos en transición entre la fase final de construcción y puesta en marcha”, concluyó.
Pampa Energía formalizó su solicitud para incorporarse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de desarrollar un proyecto estratégico en Rincón de Aranda, ubicado en Neuquén. La iniciativa contempla una inversión de US$ 426 millones destinados a la construcción de una Planta Central de Tratamiento (CPF) que tendrá la función de procesar, almacenar y evacuar la producción de petróleo y gas proveniente del yacimiento.
Esta planta permitirá captar la totalidad de la producción en un área aproximada de 240 kilómetros cuadrados, conectándola con las redes de transporte ya existentes. El desarrollo en Rincón de Aranda representa el 80% del presupuesto anual de inversión de la empresa dentro de un plan global de US$ 1.500 millones con la meta de multiplicar por diez la producción petrolera del bloque.
Actualmente, Pampa Energía opera cinco pads perforados y mantiene 35 pozos en diferentes fases. El primer pad en producción alcanzó una producción inicial de 7.200 barriles diarios, superando las expectativas internas. A corto plazo, la compañía apunta a llegar a los 20.000 barriles diarios mediante una planta de producción temprana.
Para el año 2026, se prevé un avance significativo con la puesta en marcha de la planta definitiva de procesamiento, que tendrá una capacidad estimada de 45.000 barriles diarios. La adhesión al RIGI es clave para garantizar la previsibilidad fiscal y cambiaria, aspectos fundamentales para un proyecto que implica una inversión intensiva y prolongada en el tiempo.
En una multitudinaria asamblea llevada a cabo en el predio de la Feria de los Artesanos de Añelo, el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa anunció un paquete de mejoras salariales para los trabajadores del sector, además de expresar una postura firme en contra de cualquier reforma laboral que pueda recortar derechos adquiridos.
Con más de 20.000 asistentes, el encuentro se desarrolló en un contexto marcado por la caída de la actividad petrolera durante 2025 y las incertidumbres que enfrenta el sector para 2026. Frente a esta realidad, el secretario general adjunto, Ernesto Inal, subrayó la importancia de mantener la unidad gremial. “La única familia que existe en los momentos difíciles es la de los trabajadores con los trabajadores”, afirmó, destacando además el acompañamiento del sindicato a quienes fueron despedidos y el fortalecimiento de la representación sindical en los yacimientos.
Por su parte, el secretario general, Marcelo Rucci, puso énfasis en la defensa del empleo y las condiciones laborales en la cuenca de Vaca Muerta. “Sin los trabajadores, Vaca Muerta no sería nada. Las inversiones no pueden hacerse olvidándose de quienes ponen el cuerpo todos los días”, señaló durante su discurso.
Rucci explicó que, a pesar del límite del 12% anual para aumentos salariales establecido a nivel nacional, el gremio logró concretar avances significativos. Parte de las mejoras incluyen el pago del 3% pendiente del acuerdo salarial que se abonará durante este mes y la consolidación del 5% de zona, equiparando así la cuenca neuquina con el régimen histórico del sur argentino.
Además, se acordó que el porcentaje adicional no homologado será entregado como un Bono Vaca Muerta de carácter no remunerativo, garantizando que el monto llegue íntegramente a los bolsillos de los trabajadores. A esto se suma un bono extraordinario de $500.000 para cada trabajador del sector.
“El esfuerzo que se hace en Vaca Muerta tiene que ser reconocido. Estos logros no son de una comisión directiva: son de cada trabajador que participa, acompaña y está presente”, remarcó Rucci. También recordó que la paritaria vigente se extiende hasta el 31 de marzo, por lo que aún quedan por negociar y actualizar los salarios correspondientes a enero, febrero y marzo.
En cuanto a la reforma laboral, Rucci fue categórico al rechazar cualquier avance que implique pérdida de derechos. “El riesgo empresarial no puede recaer sobre el lomo de los trabajadores. No vamos a aceptar multiplicidad de tareas, banco de horas ni pérdida de condiciones laborales”, advirtió, comprometiendo al sindicato a mantener una postura de alerta y movilización permanente ante cualquier iniciativa que afecte al sector.
“Cuando tocan a uno, nos tocan a todos”, enfatizó el dirigente, llamando a la unidad y al compromiso colectivo para enfrentar los desafíos que se presenten. La asamblea finalizó con un agradecimiento a la participación de familias, mujeres, jóvenes y trabajadores de refinería, quienes también serán beneficiados por las medidas anunciadas.
En paralelo, la cesión de áreas convencionales en el sur mendocino ha reabierto el debate sobre la continuidad operativa, las regalías y el empleo, señalando que la transición entre operadores tendrá impacto más allá de las cuestiones contractuales.
En las últimas horas se confirmó un nuevo cambio en el Gobierno: Carlos Casares presentó su renuncia a la conducción el Ente Regulador del Gas (Enargas). Esta nueva baja en el Ejecutivo se suma a los anuncios de Luis Pierrini en Transporte y Paulo Starc en la UIF, así como también a las modificaciones en Trenes Argentinos, con la salida de dos directivos.
En su carta de elevación de renuncia, enviada el miércoles, Casares manifestó que el Gobierno lo considera “prescindible” en la previa de la conformación del nuevo Ente Regulador del Gas y de la Electricidad (ENRGE). Esta entidad se prevé que comience a funcionar en marzo. Casares no había sido convocado para el directorio.
“Todavía queda mucho por hacer. De allí que, por lo hecho, por lo que estaba en curso de ejecución y por lo proyectado, era mi voluntad continuar colaborando con el proyecto de la unificación de los entes reguladores (Ente Nacional Regulador del Gas y de la Electricidad), con la finalidad de que este nuevo Organismo Autárquico tenga niveles de calidad comparables con los mejores internacionales y, en consecuencia, me presenté al Concurso Público de Antecedentes para la conformación de su Directorio”, escribió Casares.
Y justificó: “Ahora bien, atento sus resultados y más allá de que no deja de sorprenderme la propuesta elevada, entiendo que, a pesar de lo antes detallado, no he satisfecho vuestras expectativas y/o no cuento ya con vuestra confianza para continuar colaborando. Es por ello que, en estas circunstancias, no cabe otra decisión que presentar mi renuncia indeclinable al cargo de Interventor del Enargas”.
La quinta
La de Casares es la quinta renuncia en el Gobierno en pocos días. Tras las dimisiones de Pierrini a la secretaría de Transporte y Starc a la Unidad de Información Financiera, en las últimas horas se confirmaron cambios en Trenes Argentinos: Sebastián Giorgetti asumirá la presidencia de Trenes Argentinos Operaciones y Fabián González será el nuevo presidente de Trenes Argentinos Infraestructura.
Los presidentes salientes, Gerardo Boschín (Trenes Argentinos Operaciones) y Leonardo Comperatore (Trenes Argentinos Infraestructura), presentaron su renuncia a dichas empresas.
Un buque tanque con 71.000 m³ de crudo de productores de la Cuenca Neuquina fue enviado a los Estados Unidos a partir de la utilización de un nuevo oleducto.
La exportación se realizó desde la Posta de Inflamables N°3 en Puerto Galván, utilizando el sistema logístico de la Refinería de Bahía Blanca, y el Oleoducto Derivación recientemente inaugurado por Trafigura.
El aspecto central de esta operación fue el uso de este nuevo oleoducto, una inversión estratégica realizada por Trafigura junto con Oldelval, que permite la conexión directa del sistema troncal con la Posta de Inflamables N°3 en Puerto Galván, eliminando restricciones operativas y optimizando la capacidad de operación.
Gracias a esta nueva instalación, se logró eficientizar la operación de carga vía la conexión directa con el oleoducto troncal de Oldelval.
La carga del VS Pride –un barco de 228 metros de eslora– y la sinergia con la Derivación permitió a la Refinería Bahía Blanca, en coordinación con el consorcio de Puerto Rosales, maximizar la eficiencia logística, conectando de forma directa la producción de la cuenca neuquina con el mercado internacional.
Esta operación consolida a Trafigura como una opción estratégica de logística para el petróleo proveniente de Vaca Muerta, demostrando que las inversiones en infraestructura de transporte son la llave para escalar el perfil exportador de la región.
El oleoducto fue inaugurado a comienzos de noviembre del año pasado, constituyendo un canal estratégico para el sistema de transporte de crudo del país que mejora la flexibilidad operativa y la capacidad exportadora de la Cuenca Neuquina.
El nuevo ducto, de 14 pulgadas de diámetro y 11 kilómetros de extensión, conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la Refinería Bahía Blanca.
La obra demandó una inversión superior a los 30 millones de dólares y fue ejecutada cumpliendo los más altos estándares de calidad, seguridad y medio ambiente.
El Grupo Trafigura también comprende activos industriales y negocios operativos, incluyendo el productor de multimetales Nyrstar, la empresa de almacenamiento y distribución de combustible Puma Energy, la empresa conjunta Impala Terminals y Greenergy, proveedor y distribuidor de combustibles para transporte y biocombustibles.
Emplea a más de 14.500 personas, de las cuales más de 1.400 son accionistas, y está activo en más de 150 países.
YPF y Río Negro firmaron un acuerdo que estipula un marco de estabilidad fiscal y regulatoria por un plazo de 30 años.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, formalizaron este viernes el acta acuerdo que establece las bases de cooperación institucional y el régimen fiscal que regirá en territorio rionegrino la ejecución del megaproyecto exportador de Vaca Muertadenominado Argentina LNG.
El acuerdo estipula un marco de estabilidad fiscal y regulatoria por un plazo de 30 años. Esta medida funciona de manera complementaria al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), blindando el desarrollo ante eventuales cambios en la matriz impositiva o normativa de la jurisdicción local.
El proyecto Argentina LNG es una iniciativa que en su primera etapa YPF lleva adelante con sus socios internacionales la italiana ENI, y la emiratí Adnoc, que prevé una producción neta de hasta 12 millones de toneladas año (MTPA) de GNL. Una segunda fase esta pendiente de resolución tras la salida de Shell del entendimiento inicial para sumar otros 6 MTPA.
La petrolera y la provincia de Río Negro informaron que, además del marco fiscal, el acta incorpora un Programa de Formación Técnico-Profesional destinado a fortalecer las capacidades locales y promover el empleo en la zona, que será desarrollado en conjunto con la Fundación YPF e instituciones educativas de la zona de influencia del proyecto.
El acuerdo tiene como antecedente otro similar que la provincia firmó a mediados de 2025 con el consorcio VMOS para el proyecto exportador de petróleo, también desde las costas rionegrinas, y de las expresiones del gobernador rionegrino que en septiembre comprometió refrendar los acuerdos mediante una ley de la Legislatura provincial.
De la misma manera, el documento firmado será remitido por el Ejecutivo provincial a la Legislatura de Río Negro, para su ratificación. Lo que se estima ocurrirá en las próximas semanas.
Los pasos del Argentina LNG, el proyecto exportador de Vaca Muerta
Para el management de YPF, la viabilidad del proyecto Argentina LNG dependía de tres condiciones críticas que debían ir alcanzándose para ratificar el entendimiento inicial con ENI y Adnoc, tal como recordaron voceros de la petrolera nacional tras la firma del acuerdo de esta tarde.
Gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, al momento de la firma del acuerdo.
El primero de los hitos consistió en asegurar la titularidad de las áreas no convencionales mediante el swap con Pluspetrol, lo que permite integrar los socios internacionales en el segmento upstream y sumar bloques de gas húmedo para optimizar la producción de líquidos. Para esto, YPF se hizo con el 50% de las participaciones de las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas.
El segundo pilar se consolidó con el acuerdo de estabilidad fiscal por 30 años en Río Negro acanzado hoy que, entre otras cuestiones, contempla una Contribución por Aporte Comunitario a favor de la provincia, que se traducirá en inversiones anuales destinadas a seguridad, salud y obras que beneficien directamente a la comunidad rionegrina.
Por delante sólo resta lograr la ratificación de la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en el ámbito nacional que ofrecerá beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios que hacen viable la economía del proyecto, lo que acercará de forma definitiva a la firma definitiva con XRG, el brazo financiero de Adnoc.
Previsibilidad técnica y fiscal por tres décadas
El acuerdo firmado este viernes establece un marco de estabilidad política, económica y fiscal que otorga previsibilidad a la mayor inversión extranjera prevista en la Argentina, centrada en la exportación de hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL desde el Golfo San Matías.
Entre los compromisos específicos, y más allá de la Contribución por Aporte Comunitario a favor de la provincia de Río Negro, el convenio garantiza la puesta en marcha de un Programa de Formación Técnico-Profesional coordinado entre la compañía, la Fundación YPF e instituciones educativas rionegrinas.
Esta iniciativa tiene como objetivo la capacitación de recursos humanos locales para cubrir los perfiles técnicos necesarios en la cadena de valor del GNL, asegurando que la demanda de empleo —estimada en 30.000 puestos directos e indirectos durante la construcción y operación— sea satisfecha por trabajadores de la zona de influencia del proyecto.
Marin y su par de Eni, Claudio Descalzi, al firmar en octubre en Buenos Aires el acuerdo de ingeniería final, o Technical FID.
Finalmente, atendiendo otra preocupación de la provincia ante el desarrollo de los proyectos hidrocarburíferos, se plantea un marco de convivencia necesario, mediante la definición de estándares de fiscalización ambiental y control que eviten la judicialización de las operaciones.
Así será la operatoria del Proyecto Argentina LNG
El complejo industrial del Proyecto Argentina LNG incluirá la totalidad de las instalaciones necesarias para que el gas natural licuado esté en condiciones de ser exportado. El esquema contempla una Planta de Tratamiento de Gas en tierra y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) que estarán ubicadas en el Golfo San Matías.
Las dos unidades FLNG estarán emplazadas mar adentro, a una profundidad aproximada de 40 metros y a una distancia cercana a los 7 kilómetros de la línea de costa. Cada unidad contará con una capacidad de producción de 6 millones de toneladas por año y estará diseñada para licuar, almacenar y exportar GNL, requiriendo únicamente un pretratamiento mínimo a bordo.
En conjunto, dispondrán de una capacidad total de almacenamiento de aproximadamente 270.000 metros cúbicos y operarán con sistemas de amarre submarino de diseño flexible.
La exportación se realizará mediante la transferencia de GNL a buques metaneros de entre 140.000 y 215.000 metros cúbicos, en modalidad side-by-side. Para estas operaciones se prevé la utilización de infraestructura portuaria destinada a maniobras marítimas, soporte logístico, mantenimiento, áreas de almacenamiento e instalaciones de respuesta ante emergencias, conforme a un estudio logístico integrado.
En términos de capacidad, el proyecto prevé una producción neta que equivale a una demanda promedio de alrededor de 45 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Para abastecer este volumen, se estima una extracción superior a los 56 millones de metros cúbicos diarios, destinados a la exportación.
La Planta Industrial de Agua Pesada está fuera de servicio desde 2017.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) avanzará con una licitación nacional e internacional para concesionar la operación y mantenimiento de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) en Neuquén.
La empresa que se quede con la concesión deberá invertir en la reactivación de la planta, según pudo saber EconoJournal. La inversión necesaria está en el orden de las decenas de millones de dólares, en un activo que despierta interés entre empresas de Canadá y Europa.
La decisión de avanzar con una licitación llega tras la caída del contrato de conservación de la PIAP entre la CNEA y la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI), vigente desde 2017 y que fue extendido hasta octubre de 2025. Tampoco hay en la actualidad un contrato de concesión.
La planta fue desactivada en 2017 por la falta de demanda de agua pesada para nuevas centrales nucleares en el país y el mundo. La CNEA cubrió la totalidad de las necesidades operativas de la conservación de la planta desde entonces, incluyendo el pago de salarios, insumos, energía eléctrica, gas natural, mantenimiento, laboratorios y cargas impositivas.
La institución científica nuclear es la propietaria de la planta, mientras que ENSI es una empresa conjunta creada entre la CNEA y la provincia de Neuquén para operar, mantener y gestionar el activo.
La CNEA cambia de estrategia para reactivar la planta de agua pesada
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y el presidente de la CNEA, Martín Porro, viajaron este viernes a Neuquén a visitar la PIAP.
En concreto, la CNEA estaría avanzando en un cambio de estrategia para reactivar la Planta Industrial de Agua Pesada, ya vencidos los contratos de concesión y de conservación.
El anterior presidente de la institución, Germán Guido Lavalle, estuvo negociando con la provincia de Neuquén para ceder la participación accionariade la CNEAen ENSI y ceder las instalaciones por un período mínimo de 25 años a la provincia de Neuquén, a cambio del pago de un canon a la CNEA, según lo informado en octubre por EconoJournal.
La intención era dar a la provincia de Neuquén mayor libertad para negociar con potenciales clientes la reactivación de la planta a partir de la firma de contratos de producción y venta de agua pesada. Bajo ese esquema la CNEA seguiría siendo la propietaria de la planta, además de recuperar know-how tecnológico y operativo de la misma.
En cambio, las nuevas autoridades en el área nuclear impulsan una compulsa abierta nacional e internacional para otorgar un nuevo contrato de concesión, que en los hechos obligaría a la provincia de Neuquén a invertir en la reactivación de la planta.
El pago de un canon a la CNEA
El ganador deberá invertir en el revamping de la planta, asumir todos los costos operativos y pagarle a la CNEA un canon de alrededor de 8 millones de dólares por año por el usufructo de la instalación.
“Con ese canon en realidad la CNEA estaría ganando 20 millones, porque dejará de gastar los 12 millones actuales por el OPEX de la planta”, explicó una fuente con conocimiento de la operación de la PIAP.
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y el presidente de la CNEA, Martín Porro, viajaron este viernes a Neuquén a visitar la PIAP en Arroyito.
Por otro lado, fuentes dentro de la CNEA afirman que existe una discrepancia con ENSI por facturas cercanas a los 5000 millones de pesos. ENSI le habría facturado a la institución cerca de 32.000 millones de pesos entre 2023 y 2025.
La CNEA habría pagado pagado prácticamente el total, aunque la nueva presidencia y la secretaria estarían poniendo la lupa en facturas por gastos por 5000 millones. “Las rendiciones de cuentas no están debidamente justificadas”, explicó una de las fuentes.
Ante una consulta de Econojournal, desde la gobernación neuquina afirmaron que los gastos remitidos por el mantenimiento y conservación de la planta fueron auditados por la CNEA y externamente.
Empresas de Canadá y Europa muestran interés en la PIAP
La gobernación de Rolando Figueroa busca reactivar la producción de la PIAP a partir de la firma de contratos entre ENSI y clientes internacionales de agua pesada.
Con ese objetivo fue que la provincia de Neuquén realizó una convocatoria internacional para sonder el interés del mercado a través de cartas de intención, obteniendo respuesta afirmativa de al menos cinco empresas, según lo publicado en su momento por Diario Río Negro. Algunas de las compañías que fueron sondeadas son Isowater, Candu Energy, Wuhan Spectral, Isotope Technology y Merk.
EconoJournal supo que el gigante químico alemán Linde se contactó con la CNEA y ofreció financiamiento para reactivar la PIAP y comprar la producción completa durante al menos cinco años, aunque pidió garantías de la provincia de Neuquén o del gobierno nacional.
«Pidieron garantías de producción, considerando la incertidumbre del proyecto de puesta en marcha de una planta parada por 8 años con tecnología única», explicó una fuente.
Agua pesada
Las centrales nucleares argentinas utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como refrigerante y para moderar la reacción en cadena.
La PIAP en Arroyito fue construida para proveer agua pesada para las centrales nucleares argentinas, las cuales utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante.
La planta fue diseñada pensando en potenciales ampliaciones del parque nuclear argentino, por lo que cuenta con dos líneas de producción nominal de 100 toneladas anuales cada una.
El diseño de esa capacidad en dos líneas condicionó la economía de la planta desde su inicio de operación en 1993, en la medida que no había demanda en el mundo para volúmenes tan altos.
Sin embargo, esta situación comenzó a cambiar en los últimos años con la aparición de nuevas demandas industriales de agua pesada y la expectativa de construcción de nuevas centrales uranio natural y agua pesada en Canadá y otros países.
La canadiense Candu Energy fue hasta ahora la empresa más activamente interesada en rubricar acuerdos por la PIAP con CNEA. Las partes firmaron el año pasado un memorando (MoU) según el cual Candu Energy asegurará el financiamiento para reactivar la planta.
A cambio, la CNEA pagaría con la producción y entrega del agua pesada, según informó este medio en su momento. Sin embargo, hasta el momento no se dieron pasos concretos en esa dirección.
La petrolera argentina Pluspetrol concretó este jueves la venta de sus activos en tres áreas mediante un swap con YPF que le habilitó el ingreso a La Escalonada y Rincón de las Ceniza como parte de su estrategia corporativa que implica concentrarse en la producción de crudo y apalancar un ambicioso proyecto que necesita la Cuenca Neuquina: elVaca Muerta Liquids. Se trata de una planta de procesamiento de líquidos de gas natural, o NGLs por sus siglas en inglés, para exportación.
Fuentes de la compañía confirmaron a EconoJournal que el proyecto se encuentra en una fase inicial y que el objetivo es participar en partes iguales con YPF, atado a la Decisión Final de Inversión (FID). Posteriormente, permitiría el ingreso de compañías norteamericanas y otras interesadas: “Es un proyecto que requiere de una estructura de financiamiento de gran envergadura. Estimamos que en un principio la producción saldrá de los bloques en asociación con YPF”, aseguraron.
Para concretar este desarrollo, la petrolera estima que se necesitarán unos US$ 2.000 millones de inversión que permitirían construir una planta y un poliducto para evacuar los líquidos hacia el Océano Atlántico.
La jugada por los gases líquidos en Vaca Muerta
Tras adquirir los activos de ExxonMobil en 2024, Pluspetrol decidió enfocarse en los desarrollos de La Calera y Bajo del Choique-La Invernada. Posteriormente, inició un proceso que implicó la venta de Los Toldos II Oeste a la petrolera estadounidense Continental Resources y tantear también en el mercado el interés por Pampa de las Yeguas y Los Toldos Sur.
La gran cantidad de gases líquidos que surgen en Vaca Muerta, y que incluyen productos como propano, butano y gasolina, abrió la posibilidad de ampliar el negocio de la venta de estos hidrocarburos mediante un proyecto que permita su elaboración y posterior exportación.
Según estimaciones de la propia compañía, si la Cuenca alcanzara los 100 millones de metros cúbicos de gas rico -incluyendo el gas asociado y el de áreas como La Calera-, se podrían producir 12 millones de toneladas por año de hidrocarburos licuables, que se traducirían en unos US$ 5.000 millones por año en facturación.
Con este objetivo en la mira, Pluspetrol decidió desprenderse de su participación en Las Tacanas, Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza, tres bloques principalmente productores de gas y que YPF sondeaba para apalancar inversiones en el marco del proyecto Argentina LNG.
Al incorporarse a Rincón de la Ceniza y La Escalonada, Pluspetrol alineó junto con La Calera su estrategia para producir esos gases líquidos. “Los NGLs se venden entre diez y doce dólares porque ya se trata de insumos petroquímicos que tienen alta demanda internacional”, había dicho Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol, en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.
Fuentes consultadas también aseguraron que el proyecto de Vaca Muerta Liquids buscará adherirse a los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Si bien en un principio se había planteado iniciar los primeros trabajos en 2026, con el objetivo de completar el desarrollo para el año 2029, indicaron que actualmente está en una “fase embrionaria”.
La petrolera argentina Pluspetrol concretó este jueves la venta de sus activos en tres áreas mediante un swap con YPF que le habilitó el ingreso a La Escalonada y Rincón de las Ceniza como parte de su estrategia corporativa que implica concentrarse en la producción de crudo y apalancar un ambicioso proyecto que necesita la Cuenca Neuquina: elVaca Muerta Liquids. Se trata de una planta de procesamiento de líquidos de gas natural, o NGLs por sus siglas en inglés, para exportación.
Fuentes de la compañía confirmaron a EconoJournal que el proyecto se encuentra en una fase inicial y que el objetivo es participar en partes iguales con YPF, atado a la Decisión Final de Inversión (FID). Posteriormente, permitiría el ingreso de compañías norteamericanas y otras interesadas: “Es un proyecto que requiere de una estructura de financiamiento de gran envergadura. Estimamos que en un principio la producción saldrá de los bloques en asociación con YPF”, aseguraron.
Para concretar este desarrollo, la petrolera estima que se necesitarán unos US$ 2.000 millones de inversión que permitirían construir una planta y un poliducto para evacuar los líquidos hacia el Océano Atlántico.
La jugada por los gases líquidos en Vaca Muerta
Tras adquirir los activos de ExxonMobil en 2024, Pluspetrol decidió enfocarse en los desarrollos de La Calera y Bajo del Choique-La Invernada. Posteriormente, inició un proceso que implicó la venta de Los Toldos II Oeste a la petrolera estadounidense Continental Resources y tantear también en el mercado el interés por Pampa de las Yeguas y Los Toldos Sur.
La gran cantidad de gases líquidos que surgen en Vaca Muerta, y que incluyen productos como propano, butano y gasolina, abrió la posibilidad de ampliar el negocio de la venta de estos hidrocarburos mediante un proyecto que permita su elaboración y posterior exportación.
Según estimaciones de la propia compañía, si la Cuenca alcanzara los 100 millones de metros cúbicos de gas rico -incluyendo el gas asociado y el de áreas como La Calera-, se podrían producir 12 millones de toneladas por año de hidrocarburos licuables, que se traducirían en unos US$ 5.000 millones por año en facturación.
Con este objetivo en la mira, Pluspetrol decidió desprenderse de su participación en Las Tacanas, Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza, tres bloques principalmente productores de gas y que YPF sondeaba para apalancar inversiones en el marco del proyecto Argentina LNG.
Al incorporarse a Rincón de la Ceniza y La Escalonada, Pluspetrol alineó junto con La Calera su estrategia para producir esos gases líquidos. “Los NGLs se venden entre diez y doce dólares porque ya se trata de insumos petroquímicos que tienen alta demanda internacional”, había dicho Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol, en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.
Fuentes consultadas también aseguraron que el proyecto de Vaca Muerta Liquids buscará adherirse a los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Si bien en un principio se había planteado iniciar los primeros trabajos en 2026, con el objetivo de completar el desarrollo para el año 2029, indicaron que actualmente está en una “fase embrionaria”.
GeoPark superó su guía de producción en 2025 con más de 28.000 barriles por día
GeoPark, la compañía energética independiente con operaciones en América Latina, produjo 28.351 barriles equivalentes de petróleo por día durante el cuarto trimestre del año pasado, un 1% más que en trimestre anterior, reflejando estabilidad en los activos operados y no operados, además del aporte inicial de los bloques recientemente integrados en Vaca Muerta.
En paralelo, GeoPark puso en marcha un proyecto de inyección de polímeros en el bloque Llanos 34, en Colombia. Se trata de una iniciativa orientada a fortalecer la recuperación secundaria en uno de sus campos estratégicos.
Durante el año, GeoPark operó con seis equipos de perforación activos —tres de perforación y tres de workover— y completó 16 pozos, en línea con su plan de desarrollo en Colombia y su fase de transición operativa en la Argentina.
La integración de GeoPark en Vaca Muerta
En Vaca Muerta, GeoPark tomó el control operativo de Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste de manera exitosa.
En Vaca Muerta, GeoPark completó de manera anticipada y sin incidentes la toma de control operativo de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste el 16 de octubre de 2025. La producción promedio del cuarto trimestre fue de 1.234 boepd brutos, con un aumento asociado principalmente a las mejoras en el bloque Loma Jarillosa Este, donde se registró un incremento promedio del 25% en la producción tras la instalación de sistemas de levantamiento artificial en tres pozos del Pad 1020.
La compañía también inauguró su oficina operativa en Neuquén, consolidando su presencia local y fortaleciendo la coordinación con contratistas y autoridades regulatorias. En la actualidad, cerca del 90% del personal operativo está conformado por profesionales locales con experiencia en Vaca Muerta.
En tanto, en diciembre pasado, GeoPark concretó la desinversión de los bloques Espejo y Perico en Ecuador, y completó la transferencia del campo de gas Manatí en Brasil, operación que dejó a la compañía sin participación en ese activo. Los trámites administrativos finales están previstos para el primer trimestre de 2026.
GeoPark en Colombia: Llanos 34 y CPO-5
Uno de los hitos del cierre de 2025 fue el inicio del Proyecto de Inyección de Polímeros en el bloque Llanos 34, operado por GeoPark con una participación del 45%. El proyecto comenzó el 26 de diciembre, con la puesta en marcha de dos pozos inyectores en el área Tigui.
En el cuarto trimestre, el bloque registró una producción promedio de 16.137 boepd netos, afectada por la declinación natural y eventos operativos, como tareas de mantenimiento y restricciones por calidad de agua.
Los proyectos de inyección de agua aportaron cerca del 18% de la producción bruta, mientras que una campaña de workover en 28 pozos sumó más de 3.200 boepd brutos y permitió reducir la producción de agua en aproximadamente 25.200 barriles por día.
En el bloque CPO-5, también en Colombia y donde GeoPark posee una participación del 30%, la producción promedio del trimestre fue de 6.153 boepd netos, con una baja del 13% respecto del período anterior, debido a bloqueos temporales ocurridos entre fines de octubre y principios de noviembre.
La campaña de avanzada en el bloque Llanos 123 mostró resultados positivos. La producción neta del trimestre alcanzó los 2.739 boepd, un incremento del 26% impulsado por nuevos pozos en la Formación Barco, entre ellos Currucutú-2, Toritos Norte-3 y Toritos Este-1.
Geopark en 2026: agenda para el primer trimestre y cambios en el Directorio
De cara al inicio de 2026, GeoPark anticipó la perforación de entre cinco y seis pozos en Colombia, con foco en proyectos de desarrollo convencional en los bloques Llanos 34 y Llanos 123. En Argentina, la compañía avanzará con la contratación de equipos de perforación y servicios para iniciar una nueva fase de desarrollo en Loma Jarillosa Este, con miras a un esquema de perforación en serie hacia fines de año.
Finalmente, La empresa informó la renuncia de Somit Varma a su cargo en el Directorio de GeoPark, efectiva a partir del 19 de enero de 2026, por motivos personales. Varma se había incorporado en 2020 y participó en comités vinculados a estrategia, auditoría, riesgos y gobierno corporativo.
Future Energy Summit (FES) regresa a Buenos Aires el 4 y 5 de marzo de 2026 para su tercera edición consecutiva en Argentina, consolidándose como un espacio estratégico en el que confluyen las visiones del sector privado, las autoridades regulatorias y los actores financieros más relevantes del ecosistema energético regional.
El encuentro se desarrollará en el Hotel Emperador en un momento de profunda redefinición estructural del mercado eléctrico argentino. Con el arribo del nuevo gobierno, el país avanza hacia un modelo de libre competencia, reduciendo la centralidad de CAMMESA como principal offtaker y priorizando mecanismos como el Mercado a Término (MAT) para canalizar inversiones.
En ese contexto, FES Argentina 2026 se proyecta como una plataforma clave para debatir el rumbo del sector y anticipar el impacto de las nuevas reglas de juego sobre los modelos de negocio de generación, almacenamiento y transporte.
Los ejes temáticos del evento incluirán debates sobre regulación, esquemas contractuales, financiamiento de largo plazo, innovación tecnológica y expansión de infraestructura. También se analizará el avance del almacenamiento en baterías como vector complementario en el nuevo diseño del sistema eléctrico.
En particular, se espera un balance de los resultados de la licitación AlmaGBA —que adjudicó 713 MW de BESS— y su posible réplica en futuras convocatorias a lo largo del país.
Además el gobierno de Argentina habilitó un modelo para que el sector privado construya las redes de transmisión, con repago garantizado a través de tarifas reguladas una vez que la obra esté operativa. Para ello se han definido tres obras de alta prioridad que serán licitadas próximamente bajo este nuevo esquema:
AMBA I: Más de 500 km para reforzar el suministro al Gran Buenos Aires. Se espera lanzar la licitación en el primer cuatrimestre de 2026.
Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins: Vital para evacuar energía renovable desde Cuyo.
Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca: Esencial para integrar la generación eólica patagónica.
Ya han confirmado su participación empresas líderes del sector como JA Solar, Jinko Solar, Goldwind, GameChange, 360 Energy, FMO, BLC Power Generation y Coarco, lo que reafirma el posicionamiento del evento como uno de los principales puntos de encuentro de la industria renovable en Hispanoamérica.
A ello se suma la participación activa de autoridades nacionales, provinciales y referentes regionales que estarán presentes para compartir su visión sobre los desafíos y oportunidades de la transición energética.
El precedente inmediato es el de FES Argentina 2025, donde más de 500 asistentes participaron de dos jornadas con transmisión en vivo, paneles estratégicos y múltiples espacios de networking.
Allí se abordaron temas clave como la evolución del MATER, el avance del mercado a término y la necesidad de modernizar la infraestructura de transporte mediante esquemas de inversión privada, aspectos que hoy se consolidan con medidas como la Resolución SE N° 400/2025 y el Decreto N° 921/2025.
Con una entradas ya disponibles, la edición 2026 de Future Energy Summit en el país se posiciona como espacio donde se trazará el nuevo mapa energético, conectando a quienes definen, financian y ejecutan la transición energética en el nuevo entorno de libre mercado.
El mercado de capacidad en España se encuentra en la antesala de su implementación tras haberse aprobado el marco nacional ya aprobado y un análisis técnico que advierte sobre riesgos de suministro a partir de 2028.
El único paso pendiente es la autorización definitiva por parte de la Comisión Europea, cuya decisión marcará el inicio de las subastas.
En este contexto, el sector energético permanece expectante, con diversas proyecciones sobre el calendario, y una coincidencia general en torno a la necesidad urgente de contar con este instrumento. Si bien aún no existe una fecha oficial para la primera subasta de capacidad, algunas fuentes del sector consideran que podría celebrarse en el primer semestre de 2026, si se concreta en las próximas semanas la aprobación desde Bruselas.
Otras estiman que su lanzamiento se demorará hasta 2027, dadas las tareas pendientes de orden operativo una vez que se obtenga el visto bueno europeo. Por lo que el calendario sigue abierto y sujeto a decisiones regulatorias en curso.
Chema Zabala, Managing Director en Alantra Energy Transition, comentó que el avance normativo está prácticamente completo.
“Estuvimos con la Administración en noviembre. Nos dijeron que a nivel nacional todo estaba cerrado. El documento pasó por el Consejo de Estado y se remitió a Bruselas”, afirmó en diálogo con Energía Estratégica.
Desde su perspectiva, la primera subasta aún podría celebrarse durante el primer semestre del presente año, aunque aclaró que, aunque tras las vacaciones navideñas no hubo novedades, el proceso debería ser bastante inmediato porque está todo preparado
«El proceso debería ser bastante inmediato porque está todo preparado. Pero a medida que pasan las semanas, hace falta ser más cautos”, apuntó.
Por su parte, Álvaro Sanz, Head Global de Desarrollo en Enerside, adopta otra versión al respecto:“Esperaría que las primeras subastas sean entre el segundo semestre de 2026 y primero de 2027, dependiendo de cuando se tenga el visto bueno desde Bruselas”.
A su juicio, incluso después de la aprobación europea, aún haría falta publicar la orden definitiva, activar a Red Eléctrica y organizar la convocatoria, lo cual requiere tiempos operativos difíciles de comprimir.
Mientras que para Alicia Carrasco, CEO de olivoENERGY y directora ejecutiva de ENTRA, la celebración de la primera subasta este año es factible si la Comisión Europea da luz verde en breve, ya que el proceso regulatorio avanzó de forma sustancial a nivel nacional y el mecanismo se encuentra técnicamente preparado.
«Ya no estamos resolviendo cuestiones estructurales, sino afinando los últimos detalles antes de la puesta en marcha», manifestó.
El detonante del mercado de capacidad es técnico: el análisis de cobertura de Red Eléctrica identificó riesgos de seguridad de suministro a partir de 2028, lo que justificó avanzar con este instrumento. Carrasco remarcó que se han cumplido todos los pasos del reglamento eléctrico y que el proceso avanza con normalidad: “El proceso lleva los ritmos que hubiese tenido también sin apagón”.
Aunque el apagón de abril de 2025 encendió las alarmas, la solicitud del mecanismo es previa. Sin embargo, el evento sí reactivó el debate público. “La necesidad estaba antes, pero no era tan visible. La gente no se había quedado sin luz en casa. El apagón materializó la urgencia”, contextualizó Sanz.
“Un mercado de capacidad que paga por estar disponible hace más atractiva la inversión en flexibilizar la demanda y en almacenamiento”, subrayó Carrasco en diálogo con este portal de noticias.
A la vez, Zabala destacó que el mecanismo de capacidad no es suficiente por sí solo para sostener un desarrollo masivo, sino que también se necesitan esquemas de remuneración específicos para la flexibilidad.
Y cabe recordar que la reforma del mercado eléctrico europeo prevé pagos por capacidad exclusivamente para flexibilidad no fósil. Esta medida podría complementar al mercado español si en 2027, tras el análisis previsto, se concluye que el sistema aún necesita mayor flexibilidad.
La hoja de ruta prevé subastas T-5 como eje principal (con cinco años de anticipación) y subastas transitorias para necesidades inmediatas. Para Sanz, tiene más sentido comenzar por estas últimas: “Deberíamos empezar por las subastas transitorias, que son las que podrían dar solución a corto plazo, hasta que entre al sistema la capacidad del mecanismo principal”, estimó.
“No tiene sentido lanzar subastas transitorias sin tener visibilidad de los recursos que vas a tener con la subasta principal”, complementó Zabala aludiendo a la importancia de una convocatoria en simultáneo.
Entre los posibles condicionantes que veamos en la aprobación destaca la actual obligación de que comercializadoras y agregadores independientes identifiquen previamente a los consumidores participantes. Carrasco considera este requisito problemático: «Nadie puede saber hoy quién será su cliente en 2028. Mantener esta exigencia haría prácticamente inviable la participación de la demanda”.
La especialista propuso adoptar modelos ya validados por la Unión Europea, como el de Francia o Polonia, donde los agentes presentan una capacidad estimada y sólo deben identificar a los consumidores dos meses antes del servicio.
Más allá del calendario, todos los entrevistados coinciden en la importancia de contar con un diseño robusto y definitivo. “Es más importante tener un mercado de capacidad sólido que lanzar algo de manera prematura”, planteó Sanz. Para él, el mecanismo debe dar certeza a los inversores y asegurar que no requiera revisiones posteriores.
Zabala concluyó con una visión similar: “Es una señal muy importante para el sector, más allá de su impacto económico directo. Aunque sea por sentimiento de mercado, es necesario”.
Tras una puja geopolítica, Colombia detuvo sus exportaciones de electricidad a Ecuador. La decisión, adoptada mediante resolución del Ministerio de Minas y Energía, respondió a la imposición de un arancel del 30 % sobre la energía colombiana por parte del país vecino, lo que alteró las condiciones del intercambio bajo el marco regulatorio de la Comunidad Andina.
Con esta medida, Bogotá buscó proteger su abastecimiento interno y evitar que una decisión unilateral afectara la estabilidad del sistema interconectado nacional.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, afirmó que se trató de una acción necesaria ante la falta de respeto a los acuerdos regionales.
“Debimos actuar con firmeza para defender la dignidad del país”, aseguró.
Además de la suspensión del suministro, Colombia aplicó un arancel del 20 % a las importaciones de productos industriales ecuatorianos. La disputa, originada por un diferendo sobre precios de bolsa y condiciones técnicas de los intercambios eléctricos, escaló hacia un conflicto bilateral con consecuencias comerciales y diplomáticas más amplias.
Si bien existen momentos en los que Colombia importa electricidad, la relación energética con Ecuador ha sido mayoritariamente de exportación. Las transacciones entre ambos países están reguladas por un despacho binacional con precios de bolsa independientes, y Ecuador ha manifestado en ocasiones su desacuerdo con los valores ofrecidos por el sistema colombiano. La nueva carga arancelaria, aplicada sobre energía “en pie”, aumentó el costo final del recurso para la demanda ecuatoriana.
La suspensión coincidió con la activación de medidas extraordinarias por parte del Ejecutivo colombiano en el marco del Estado de Emergencia Económica. El decreto 0044 introdujo contribuciones solidarias y medidas fiscales temporales para sostener la continuidad del servicio, sobre todo en zonas vulnerables como la región Caribe.
Integración regional bajo presión
Colombia y Ecuador están conectados desde hace más de dos décadas mediante líneas de transmisión de alta tensión, lo que ha permitido transferencias bidireccionales de energía en momentos de escasez. Sin embargo, la falta de un organismo regional con funciones técnicas vinculantes ha dejado expuestos los mecanismos de integración frente a decisiones políticas unilaterales.
En ese contexto, desde el sector se advirtió que la situación podría ser una oportunidad para rediseñar las reglas de la integración, ya que no existe una entidad neutral que armonice las disposiciones entre países. Este tipo de decisiones arancelarias deberían abrir la puerta a una discusión más profunda sobre los esquemas regionales.
Ecuador depende estructuralmente de la hidroelectricidad y ha enfrentado cortes prolongados en períodos secos. En 2024, Colombia le vendió energía incluso en medio de su propio estrés hídrico, evitando apagones de hasta 14 horas.
En condiciones normales, el país andino importa entre el 8 % y el 10 % de su demanda diaria desde Colombia. Con la medida en vigor, se esperan impactos operativos en el sistema ecuatoriano, mientras que para Colombia el efecto será principalmente comercial.
“La integración no puede construirse a costa de nuestra soberanía ni del bienestar de la población”, concluyó Palma, quien dejó abierta la posibilidad de retomar los intercambios si se restablecen condiciones de respeto y legalidad.
Se llevó adelante la ejecución del GoldenRow del Parque Solar Arauco I, una etapa fundamental dentro del desarrollo del proyecto que marca el inicio del montaje operativo del parque y consolida los estándares técnicos y de calidad que se aplicarán durante toda la obra.
El Golden Row consiste en la instalación de la primera fila completa de paneles fotovoltaicos, permitiendo verificar en campo la correcta ejecución de todos los componentes del sistema de seguimiento solar: montaje de módulos fotovoltaicos, conexionado eléctrico en corriente continua, puesta a tierra, controles de calidad y cumplimiento de las condiciones de seguridad.
Esta instancia funciona además como una jornada técnica de validación y capacitación, donde se alinean criterios entre la ingeniería, la tecnología aplicada y la empresa contratista responsable de la obra.
Durante esta etapa se confirmó que los procedimientos constructivos y los estándares definidos por el fabricante de los seguidores solares se aplican correctamente antes de avanzar con la ejecución a gran escala, estableciendo un modelo de referencia que luego será utilizado como criterio de aceptación del proyecto por parte del cliente.
La jornada contó con la participación de Trina Tracker, compañía líder mundial en soluciones de seguimiento solar para plantas fotovoltaicas de gran escala, con presencia en más de 700 proyectos en más de 60 países, y de Solar DQD, empresa especializada en el desarrollo y construcción de parques solares, con más de 1.200 MWp construidos y más de 1.800.000 paneles instalados en Argentina. La experiencia conjunta entre ambas firmas aporta un sólido know-how técnico que garantiza eficiencia, seguridad y confiabilidad en este tipo de desarrollos.
Una vez finalizado, el Parque Solar Arauco I contará con más de 1600 seguidores fotovoltaicos y 94000 paneles fotovoltaicos, alcanzando una capacidad instalada de 50 MW, suficiente para abastecer a más de 52.000 hogares y reducir aproximadamente 53.100 toneladas de CO₂ por año, reafirmando el compromiso de Parque Arauco con la transición energética y la sustentabilidad.
Este proyecto permitirá integrar por primera vez una planta fotovoltaica al complejo eólico existente, dando origen al mayor parque híbrido eólico–solar de Sudamérica, un desarrollo estratégico no solo para Parque Arauco sino también para la provincia de LaRioja, que continúa posicionándose como referente regional en energías renovables.
Durante el año se realizaron tareas de nivelación, apertura de caminos, ampliación de la estación transformadora Arauco I y el arribo de los primeros componentes del sistema de seguimiento solar. Con tecnología Huawei, seleccionada tras un riguroso proceso internacional, el parque solar prevé iniciar su operación entre marzo y abril del próximo año, consolidando un nuevo paso en el crecimiento energético sostenible de la provincia.
Iberdrola ha puesto en operación las dos primeras grandes baterías de España en Alarcón (Cuenca). Con una capacidad de almacenamiento cada una de 60 MWh y una potencia cercana a los 30 MW, las baterías Romeral y Olmedilla son capaces de almacenar energía libre de emisiones suficiente para suministrar electricidad durante dos horas a más de 13000 hogares.
Durante la construcción de ambas baterías se han generado más de 100 empleos, además se ha contado con diferentes proveedores nacionales, entre los que se encuentra la empresa guipuzcoana Jema, que se ha encargado de la construcción de los integradores. De este modo, Iberdrola España pone una vez más de manifiesto que las energías renovables son un impulsor de empleo cualificado y de la industria del país.
Las baterías forman parte de una tecnología hibridada que permite compartir el mismo punto de conexión que las plantas fotovoltaicas de Romeral y Olmedilla, respectivamente, en concreto del Nudo Olmedilla, y el sistema de almacenamiento de cada una de ellas está formado por seis convertidores de 4,5 MW y un convertidor de 2,25 MW, además de por 13 módulos de baterías de 4,66 MWh cada uno.
Las plantas fotovoltaicas Romeral (50 MW) y Olmedilla (50 MW) producen energía limpia para una población equivalente a más de 24.500 hogares/año, en el caso de Romeral, y de cerca de 30.000 hogares/año, en el de Olmedilla. Romeral evitando la emisión de 15.000 t de CO2/año y Olmedilla de 18.000 t CO2/año. Además, en 2022, la planta de Olmedilla fue reconocida con el sello de sostenibilidad de UNEF.
Las plantas de generación híbridas, además de utilizar el mismo punto de conexión a la red y compartir infraestructuras, como la subestación y la línea de evacuación de la electricidad producida, se ubican en terrenos que ya estaban destinados a la generación renovable, lo que permite contar con caminos e instalaciones comunes para la operación de ambas tecnologías. Estas características hacen que el impacto ambiental sea mucho menor al que hubieran tenido dos plantas independientes.
La tecnología de almacenamiento a través de baterías es una tecnología innovadora que maximiza el uso de energía limpia, regulando la frecuencia de red en un milisegundo y proporcionando una capacidad de respaldo en los periodos de mayor consumo.
Además, ayudan a mejorar la calidad del suministro eléctrico, asegurar la estabilidad y fiabilidad de la red e integrar y aprovechar la energía generada por fuentes renovables.
Las baterías de Romeral y Olmedilla forman parte de un conjunto de seis sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) con una potencia conjunta de 173 MW, que el IDAE reconoció como Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE), en su división de energías renovables, hidrógeno verde y almacenamiento (ERHA) con un total de 37,5 millones de euros de financiación.
En concreto, la batería de Romeral ha recibido un importe cercano a los ocho millones y la de Olmedilla de 3,5 millones de euros.
Las otras cuatro baterías, están, una en Castilla y León, hibridando a la fotovoltaica Revilla Vallejera, en Burgos, provincia donde Iberdrola España finalizó en 2023 su primera planta híbrida eólica y solar de España (Ballestas-Casetona); dos en Extremadura, en concreto en la provincia de Cáceres donde se ubican las plantas fotovoltaicas C. Arañuelo I y II; una en Huelva, en el municipio de Puebla de Guzmán donde la compañía cuenta con la planta fotovoltaica de Andévalo, primera instalación construida con el Certificado UNEF de Excelencia.
En total, cuando las seis baterías estén en funcionamiento contarán con una potencia conjunta de 173 MW.
Apuesta por el almacenamiento en España
Iberdrola España impulsa el almacenamiento energético eficiente como una de las palancas clave para la electrificación, la descarbonización y la transición energética. Para ello, apuesta por el almacenamiento a gran escala, a través de centrales hidroeléctricas de bombeo, y por el almacenamiento a pequeña escala, a través de Battery Energy Storage Systems (BESS), en español Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB).
La compañía es líder en almacenamiento de energía a través de la generación hidroeléctrica y de bombeo, con 4,5 GW de potencia instalada. Entre las centrales hidroeléctricas de bombeo más destacadas de la compañía dentro de la península Ibérica, se encuentran las centrales de La Muela, Villarino, Támega y Santiago-Sil-Xares.
Iberdrola España ha sido pionera en el desarrollo de almacenamiento de energía eléctrica con baterías de ion litio. En 2021, fue la primera compañía en instalar una batería hibridada con tecnología fotovoltaica en Campo Arañuelo III (Extremadura).
La compañía también cuenta con una batería de 20 MWh en Puertollano, que almacena la producción obtenida de una planta solar cercana para generar el hidrógeno verde de la mayor planta de esta fuente de energía para uso industrial de Europa, y dos en País Vasco. Una, en Abadiño (Vizcaya), conectada a la evacuación del parque eólico Oiz, que permite conectarse directamente a la red y funcionar sin necesidad de estar conectada a una instalación, y otra en Áraba, que almacena la energía del viento en el parque eólico Elgea-Urkilla.
En plantas industriales de alta criticidad, como las de procesamiento de alimentos, refrigeración o manufactura continua, la energía no puede analizarse únicamente desde el costo por kilovatio-hora. La continuidad operativa, la calidad eléctrica y la capacidad de respuesta ante fallas son variables igual o más relevantes.
En este tipo de instalaciones es frecuente encontrar redes eléctricas con eventos recurrentes de inestabilidad, dependencia estructural de generadores diésel como respaldo, penalizaciones por bajo factor de potencia y picos de demanda, como también procesos sensibles a microcortes, armónicos y transitorios.
“Desde la visión de la ingeniería, estos problemas no se resuelven agregando equipos de forma aislada. Requieren una arquitectura energética integrada, diseñada como un sistema único. Esta continuidad operativa, genera estabilidad eléctrica y calidad en los procesos energéticos”, indicó AlexanderBedoya, Mg en Energías Renovables y Eficiencia Energética / CEO Ingeniería y Diseño (I&D).
Además,un sistema energético industrial moderno debe diseñarse como un sistema coordinado y bajo un principio central: la generación, el almacenamiento, la red y el respaldo deben operar de forma coordinada, no independiente.
Esto implica diseñar simultáneamente:
La fuente primaria de generación renovable (PV).
El sistema de almacenamiento en baterías (BESS).
El esquema de control y gestión energética (EMS).
La integración con la red eléctrica y los generadores existentes.
“Es decir que cuando alguno de estos elementos mencionados se diseña fuera del sistema, aparecen ineficiencias, fallas operativas o riesgos eléctricos”, indicó el CEO de Ingeniería y Diseño (I&D).
¿Cuál es el rol del sistema fotovoltaico (PV) en entornos industriales? El sistema fotovoltaico no debe entenderse sólo como un mecanismo de ahorro, sino como un componente funcional del balance energético diario; dado que un diseño correctamente dimensionado permite:
Cubrir una fracción relevante del consumo diurno.
Reducir la carga sobre la red eléctrica.
Disminuir el uso de generación diésel.
Extender la autonomía del sistema de almacenamiento.
Y desde la compañía aclararon que, en climas tropicales, con alta radiación y temperaturas elevadas, el diseño debe considerar cuidadosamente la selección de módulos, la configuración de strings, las pérdidas térmicas y la estrategia de mantenimiento.
El sistema BESS como núcleo de la estabilidad eléctrica
Este tipo de arquitecturas se apoya cada vez más en plataformas BESS de grado industrial, concebidas para integrarse de forma profunda con sistemas eléctricos complejos. Soluciones como las desarrolladas por Vector Energy forman parte de este ecosistema tecnológico, y su correcta implementación en Latinoamérica exige no solo conocimiento del producto, sino dominio de la ingeniería, del contexto operativo y de la infraestructura existente, rol que Ingeniería y Diseño (I&D) asume en la región.
El sistema de almacenamiento en baterías no debe verse como un simple respaldo, sino como el elemento central de control eléctrico en instalaciones industriales críticas.
Un BESS correctamente diseñado cumple múltiples funciones simultáneas:
Proporciona autonomía durante cortes de red.
Absorbe y entrega energía durante picos de demanda.
Estabiliza tensión y frecuencia.
Permite operación en modo isla (grid-forming), el cual permite que, ante una falla externa, la planta continúe operando sin interrupciones y se eviten transitorios peligrosos al reconectar fuentes.
Es decir que en procesos continuos, esta capacidad marca la diferencia entre una parada crítica y una operación estable.
¿Qué rol cumple el Energy Management System (EMS) en la ecuación? Es el cerebro del sistema y su función va más allá del monitoreo, debido a que prioriza automáticamente las fuentes de energía, optimiza el uso del almacenamiento, reduce arranques innecesarios de diésel, ajusta la operación según la demanda real y permite supervisión y control remoto en tiempo real.
En soluciones PV + BESS industriales, esta capa de control es la que permite que todos los componentes operen como un solo sistema coherente, apoyándose en plataformas tecnológicas maduras que requieren integración experta y conocimiento profundo del contexto operativo local.
Bedoya también resaltó que la diferencia entre un sistema que “funciona” y uno que opera de forma confiable durante años está en la ingeniería de detalle. Bajo esa mirada, hizo hincapié en la inclusión de:
Estudios de carga y simulaciones energéticas.
Cálculos eléctricos completos (CC, CA, cortocircuito).
Diseño de puesta a tierra y protección contra rayos.
Coordinación de protecciones.
Diseño civil y mecánico para estructuras y BESS.
Documentación técnica, planos y manuales de operación y mantenimiento.
“Sin este nivel de profundidad, cualquier sistema complejo termina operando por debajo de su potencial”, indicó.
“La integración de sistemas fotovoltaicos con almacenamiento BESS en entornos industriales no es un ejercicio de equipos, sino de ingeniería de sistemas. Cuando el diseño se aborda de forma integral, la energía deja de ser un riesgo operativo y se convierte en un activo estratégico, lo que representa menores costos, mayor estabilidad, continuidad productiva y protección de activos críticos”, agregó.
“Ese es el estándar técnico que hoy exige la industria, y es el estándar que Ingeniería y Diseño (I&D) aplica en la región, articulando conocimiento local, criterio de ingeniería y plataformas tecnológicas de referencia internacional”, continuó.
Para mayor información se recomienda contactar a Ingeniería y Diseño (I&D), ya que sus expertos podrán ayudar a solucionar dudas y generar procesos efectivos y eficientes. Además, para profundizar en la lógica de funcionamiento y aplicación de sistemas BESS en entornos industriales, desde la firma recomiendan consultar la web oficial de Vector Energy.
El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, oficializó la prórroga por diez años de las concesiones de explotación para las áreas Piedras Coloradas–Estructura Intermedia y Cacheuta, operadas por la empresa mendocina VenOil SA. La medida busca garantizar la continuidad operativa en campos convencionales estratégicos y fomentar un nuevo ciclo de inversiones en la región.
1. Plan de Inversiones y Reactivación
La prórroga está supeditada a un ambicioso plan de trabajo que incluye la reactivación de pozos inactivos y la optimización de las instalaciones actuales. Según lo acordado, VenOil iniciará una nueva etapa de perforaciones en la cuenca a partir de 2027. Además, se implementarán proyectos piloto de recuperación secundaria con el objetivo de revertir el declive natural de estos yacimientos y sostener una producción que actualmente supera los 200 m³ diarios de petróleo.
2. Esquema de Regalías Variables
Una de las novedades técnicas del acuerdo es la implementación de un esquema de regalías móviles basado en el precio de mercado del crudo. Este mecanismo permite que la alícuota disminuya cuando los precios internacionales son bajos (protegiendo la viabilidad del operador) y aumente cuando el precio sube, permitiendo a la provincia capturar una mayor renta extraordinaria. Este modelo de riesgo compartido es clave para la supervivencia de los yacimientos convencionales frente a la competencia de los recursos no convencionales.
3. Compromiso Ambiental y Control
El decreto establece pautas rigurosas en materia de remediación. VenOil deberá ejecutar el abandono técnico de pozos que ya no están en producción y realizar tareas de saneamiento ambiental bajo la supervisión de la autoridad provincial. Asimismo, el Ministerio de Energía y Ambiente se reserva la facultad de realizar inspecciones sin previo aviso para auditar los procesos y asegurar el cumplimiento de las metas de producción y cuidado del entorno.
Visión Runrún Energético:
La consolidación de VenOil como operadora en Mendoza —tras haber adquirido las áreas de CGC en 2025— confirma que el futuro de la Cuenca Cuyana depende de empresas con estructuras ágiles y conocimiento local. Mientras el foco nacional está en Vaca Muerta, Mendoza apuesta por la eficiencia en sus activos tradicionales para defender el empleo y el flujo de regalías. La flexibilidad en las alícuotas es, quizás, la herramienta más inteligente que el Estado puede ofrecer hoy para que los barriles convencionales sigan siendo rentables.
En una jornada histórica para el mercado de capitales, los activos argentinos en Wall Street registraron subas de doble dígito, impulsados por un clima de distensión global tras el Foro de Davos y el avance de acuerdos estratégicos internacionales. El Riesgo País acompañó la tendencia con una caída del 1,40%, ubicándose en los 554 puntos básicos, su nivel más bajo en años, lo que reabre la ventana de financiamiento externo para las grandes operadoras del sector.
1. El Sector Energético al frente en Wall Street
Las empresas del sector fueron las grandes protagonistas de la rueda en Wall Street. YPF anotó una suba del 5,2%, consolidándose como el papel más buscado por los fondos de inversión, seguido de cerca por Pampa Energía (+4,7%) y Vista Energy. La percepción de los inversores es clara: con un Riesgo País en estos niveles, el costo de capital para desarrollar Vaca Muerta cae drásticamente, mejorando la tasa de retorno de los proyectos de infraestructura.
2. Telecom y Bancos impulsan el Merval
Más allá de la energía, la jornada estuvo marcada por operaciones corporativas de peso. Telecom Argentina voló casi un 13% en Nueva York tras confirmarse que Banco Macro adquirió el 50% de Personal Pay. Este movimiento de consolidación en el sector de servicios y finanzas traccionó al índice S&P Merval, que defendió con solidez el piso de los 3 millones de unidades.
3. Impacto en el financiamiento de proyectos
La caída sostenida del Riesgo País por debajo de la barrera de los 600 puntos es el dato que las gerencias financieras de las energéticas esperaban para 2026. Este escenario facilita la emisión de deuda corporativa a tasas competitivas, un paso fundamental para financiar la construcción de plantas de GNL y la expansión de los ductos troncales necesarios para evacuar la producción récord de la Cuenca Neuquina.
Visión Runrún Energético:
Lo que vimos hoy en Wall Street no es solo un “rebote” técnico; es una validación del rumbo macroeconómico por parte del mercado externo. Para el sector energético, un Riesgo País de 554 puntos es la llave que abre el mercado de crédito para las grandes obras que el país necesita. Si esta tendencia se mantiene, el 2026 podría ser el año en que Argentina finalmente logre financiar su salto exportador sin depender exclusivamente de recursos propios o préstamos bilaterales costosos.
La consolidación de la exportación de la Cuenca Neuquina sumó un nuevo hito operativo con el despacho de 445.000 barriles de petróleo (71.000 m³) desde la Refinería de Bahía Blanca con destino a Estados Unidos. La operación, realizada a través del buque tanque VS Pride, fue posible gracias a la entrada en servicio pleno del nuevo Oleoducto de Derivación, una obra de infraestructura clave que conecta el sistema troncal de Oldelval directamente con la Posta de Inflamables N°3 en Puerto Galván.
1. Infraestructura de Conexión Directa
El nuevo ducto, inaugurado recientemente, cuenta con una extensión de 11 kilómetros y un diámetro de 14 pulgadas. Esta obra, que demandó una inversión superior a los 30 millones de dólares, permite evitar las restricciones logísticas históricas que limitaban la velocidad de carga. Al conectar la refinería directamente con el sistema troncal Allen-Puerto Rosales, se elimina la dependencia de transportes intermedios, agilizando los tiempos de despacho para buques de gran eslora (hasta 228 metros).
2. Sinergia Logística y Capacidad de Evacuación
El estreno operativo a gran escala de esta derivación demuestra que la capacidad de evacuación de Vaca Muerta no solo depende de los grandes ductos troncales, sino de los “last mile” o conexiones de última milla. La fluidez en la carga de los 445.000 barriles subraya la importancia de coordinar los esfuerzos entre las refinerías, los sistemas de transporte (Oldelval) y los consorcios portuarios para escalar el volumen exportable de la cuenca.
3. Posicionamiento Estratégico de Trafigura
Con esta segunda operación bajo el nuevo esquema, Trafigura reafirma su rol como actor logístico central en el mercado de hidrocarburos. La empresa utiliza su red global para conectar la producción argentina con los centros de consumo más exigentes del mundo, apalancándose en inversiones que optimizan la cadena de suministro y reducen los costos operativos por barril exportado.
Visión Runrún Energético:
La inversión de Trafigura es un ejemplo de cómo el sector privado está resolviendo los cuellos de botella que el Estado no puede financiar. 11 kilómetros de ducto pueden parecer poco frente a un gasoducto troncal, pero son la diferencia entre cargar un buque en tres días o en una semana. Para que Vaca Muerta sea un hub global, la eficiencia debe estar en cada nodo, y Puerto Galván está demostrando que tiene el potencial para ser la puerta de salida que el shale argentino necesita para competir en el mercado de livianos.
El Gobierno de Río Negro confirmó que el próximo mes de febrero de 2026 realizará el llamado a licitación para la obra de enripiado integral y mejora de la Ruta Provincial 9. Con una inversión prevista de $3.251 millones, este corredor de 28 kilómetros es la pieza logística fundamental para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), ya que conecta la Ruta Nacional 3 con la terminal de exportación que se construye en la costa atlántica.
1. Detalles Técnicos de la Obra
El proyecto contempla una intervención profunda sobre la traza actual para adaptarla al tránsito pesado de alta intensidad:
Ensanche de calzada: Se llevará el ancho a 7 metros para facilitar el cruce de camiones y equipos especiales.
Movimiento de suelos: Incluye la ejecución de terraplenes y una compactación especial en sectores críticos para soportar cargas pesadas.
Seguridad y Drenaje: Adecuación de alcantarillas existentes, instalación de señalización vertical reflectiva y colocación de defensas metálicas en puntos definidos.
2. Financiamiento vía “Bono VMOS”
Un dato clave para el sector es el origen de los fondos. La obra será financiada íntegramente a través del Bono VMOS, un instrumento de inversión en infraestructura acordado entre la provincia y las empresas petroleras que integran el consorcio del oleoducto. Este modelo de financiamiento público-privado asegura que la inversión en servicios e infraestructura vial se ejecute en paralelo al avance de la obra energética, que ya superó el 51% de ejecución.
3. Logística para el Hub Exportador
La Ruta 9 no es solo un camino de acceso; es el cordón umbilical que permitirá el flujo de trabajadores, equipos y materiales hacia Punta Colorada, donde se erigirá el puerto exportador de crudo más grande del país. Para la administración rionegrina, anticiparse a las necesidades logísticas es la garantía para evitar los cuellos de botella que históricamente han limitado el crecimiento de los grandes proyectos industriales en la región.
Visión Runrún Energético:
La licitación de la Ruta 9 es la respuesta concreta a una demanda histórica de las empresas de servicios. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur no puede operar de forma aislada; necesita un ecosistema de infraestructura civil que lo respalde. Que la obra se financie con el aporte directo de las petroleras demuestra una madurez en la relación Estado-Empresa, donde la infraestructura se entiende como una inversión productiva compartida y no como un gasto público discrecional.
La provincia de Neuquén alcanzó en diciembre de 2025 un hito sin precedentes: una producción de 601.273 barriles de petróleo por día. Este nuevo máximo histórico representa un salto interanual del 28,6% y consolida a Vaca Muerta como el motor indiscutible del perfil exportador del país. El crudo no convencional ya explica casi el 97% del total provincial, gracias al despliegue de las principales operadoras.
1. Los yacimientos “estrella” y sus operadoras
El crecimiento mensual estuvo traccionado por áreas estratégicas donde las compañías líderes han logrado niveles de eficiencia de clase mundial:
Loma Campana (YPF – Chevron): El buque insignia de Vaca Muerta lideró la expansión con un incremento de 9.465 barriles diarios.
Bajo del Choique–La Invernada (ExxonMobil): Aportó un sólido crecimiento de 5.722 bbl/d, reafirmando el potencial de sus activos.
La Angostura Sur (Pampa Energía): Registró un salto significativo, consolidando la estrategia de diversificación de la compañía.
Bandurria Sur (YPF – Shell – Equinor): Mantuvo su tendencia alcista en una de las zonas más productivas de la ventana de petróleo.
La Amarga Chica (YPF – Petronas): Continúa siendo uno de los pilares de la producción diaria de la cuenca.
2. El gas también marca tendencia bajo el control de los grandes actores
El segmento del gas natural llegó a los 90,81 millones de m³/día, un crecimiento intermensual del 11,75%. Este repunte fue motorizado por:
Aguada Pichana Oeste (Pan American Energy – PAE): Clave en el aporte de nuevos volúmenes al sistema.
El Mangrullo (Pampa Energía): Uno de los yacimientos con mayor desarrollo de infraestructura reciente.
Fortín de Piedra (Tecpetrol): El mayor productor de gas de la cuenca sigue manteniendo niveles de extracción cercanos a su capacidad máxima.
3. Hacia un 2026 de expansión sostenida
El acumulado de 2025 cerró con una producción un 24,7% superior a la del año anterior. Con la entrada en servicio de nuevas etapas de fractura por parte de empresas de servicios especializados y la optimización de los sistemas de evacuación de Oldelval, las proyecciones para 2026 son sumamente favorables.
Visión Runrún Energético:
Llegar a los 600.000 barriles es el resultado de una sinergia exitosa entre el capital de las operadoras y la tecnología aplicada en el terreno. Que YPF, PAE, Pampa Energía, Tecpetrol y las multinacionales estén batiendo récords simultáneamente demuestra que Vaca Muerta ha superado la etapa de aprendizaje para convertirse en una fábrica de energía a gran escala. Para el ecosistema de proveedores, este escenario es la mejor garantía de una demanda sostenida para todo el 2026.
Mientras el país celebra un récord histórico de 868.712 barriles diarios —según los últimos informes de la Secretaría de Energía de la Nación— la industria pone el foco en la necesidad de estabilizar la producción de las cuencas tradicionales. A pesar de los declinos naturales en distritos históricos, la aplicación de tecnología de Recuperación Terciaria (EOR) y el reciente traspaso de activos clave a operadoras especializadas marcan un cambio de paradigma para el sector convencional.
1. El rol estratégico de la inyección de polímeros
La tecnología es el principal aliado para frenar el agotamiento de los reservorios. Actualmente, la producción vía EOR ya alcanza los 17.770 barriles diarios a nivel nacional. Casos como el de Pecom en el área El Trébol, con la puesta en marcha de nuevas plantas de inyección, o los proyectos de Crown Point en El Tordillo, demuestran que el uso de polímeros y geles puede revertir curvas de caída con mejoras de eficiencia superiores al 20%.
2. El hito de Manantiales Behr: De YPF a Rovella Capital
El caso testigo de este nuevo ciclo es Manantiales Behr, el yacimiento convencional más productivo de la Cuenca del Golfo San Jorge. Tras la firma del acuerdo este mes, el área pasa de YPF al Grupo Rovella Capital (a través de Limay Energía) por una operación de USD 575 millones. Este movimiento, enmarcado en el Plan Andes de la petrolera estatal, busca que una estructura más ágil y focalizada asuma la operación de un yacimiento que produce 25.000 barriles diarios, garantizando la inversión necesaria en terciaria que el activo demanda.
3. La Cuenca Austral y el potencial del Gas
Aunque el petróleo convencional enfrenta desafíos, la Cuenca Austral logró un repunte del 5,9% en la producción de gas, traccionado por proyectos estratégicos offshore. Este dato, respaldado por la autoridad energética nacional, subraya que cuando se aplican modelos de gestión específicos y tecnología de punta, las cuencas maduras mantienen su capacidad de respuesta para fortalecer la matriz energética.
Visión Runrún Energético:
La venta de Manantiales Behr no es un retroceso, sino una apuesta por la especialización. El modelo de negocio migra de la masividad de las grandes operadoras a la precisión de las compañías independientes. Para las empresas de servicios, este cambio de manos representa una oportunidad: los nuevos dueños llegan con la obligación de invertir para sostener la curva. Si la recuperación terciaria se escala bajo estos nuevos liderazgos, el convencional seguirá siendo el soporte indispensable para el empleo regional mientras el shale lidera la exportación.
En su tercera participación en el Foro Económico Mundial de Davos, el presidente Javier Milei cerró una agenda de alto impacto orientada a posicionar a la Argentina como el destino más previsible para el capital internacional. Ante más de 80 CEOs de bancos y firmas globales, el mandatario ratificó que el respeto a la propiedad privada y la libre disponibilidad de dividendos son los pilares innegociables de su gestión, despertando elogios de figuras clave del sector como Alejandro Bulgheroni (PAE) y directivos de los principales fondos de inversión del mundo.
1. Sintonía con el “Círculo Rojo” Global
La comitiva argentina, integrada por el ministro Luis Caputo y el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, mantuvo encuentros estratégicos con los líderes de BlackRock, JP Morgan, Goldman Sachs y Citigroup. El mensaje del Gobierno fue unívoco: la normalización macroeconómica y la eliminación de trabas burocráticas no son medidas reversibles. Esta señal fue recogida con optimismo por el mercado, reflejándose en un salto de los ADRs energéticos en Wall Street.
2. El foco en el GNL y los Minerales Críticos
Durante las sesiones privadas, se puso especial énfasis en el potencial exportador de la Argentina. Tras las reuniones previas con directivos de MidOcean Energy (especializada en GNL), en Davos se profundizó el interés por el proyecto Argentina LNG y la expansión de la infraestructura de transporte. La visión oficial es transformar los recursos de Vaca Muerta y el litio en activos globales blindados por marcos normativos que aseguren la estabilidad jurídica por las próximas décadas.
3. Alianza estratégica y el “Board of Peace”
Un hito político de la jornada fue la incorporación de Argentina como miembro fundador del “Board of Peace”, junto al presidente de Estados Unidos, Donald Trump. Este alineamiento geopolítico refuerza la percepción de Argentina como un aliado estratégico de Occidente, un factor determinante para las empresas multinacionales a la hora de decidir la radicación de mega-proyectos de infraestructura energética y minera en el Cono Sur.
Visión Runrún Energético:
Lo que ocurrió esta semana en Davos es la validación del “modelo argentino” por parte del poder real. Para el sector energético, no se trata solo de discursos ideológicos, sino de la apertura real de líneas de crédito y la llegada de socios de peso para obras que superan la capacidad local. Con un Riesgo País en mínimos y el respaldo explícito de los principales jugadores financieros, el 2026 se perfila como el año del “despegue” definitivo para las grandes inversiones que Vaca Muerta necesita para jugar en las grandes ligas del mundo.
La transformación digital del downstream argentino suma un nuevo aliado estratégico: la Inteligencia Artificial (IA) aplicada al punto de venta. A través de plataformas de análisis de datos de última generación, las Estaciones de Servicio están logrando optimizar sus niveles de stock, predecir picos de demanda y personalizar la oferta en sus tiendas de conveniencia, todo esto mediante implementaciones de bajo costo que prometen revolucionar la experiencia del usuario y los márgenes del operador.
1. Gestión Predictiva de Inventarios
Uno de los mayores desafíos logísticos en las estaciones es evitar el quiebre de stock sin inmovilizar capital excesivo. Los nuevos algoritmos de IA analizan patrones históricos de ventas, variables climáticas y hasta eventos locales para sugerir pedidos de combustible y productos de tienda con una precisión superior al 95%. Esto permite que el estacionero mantenga un flujo de caja más sano y garantice que el cliente siempre encuentre lo que busca.
2. Marketing Dinámico y Personalización con Inteligencia Artificial
La IA ya no solo mira el surtidor, sino que entra al “Shop”. Mediante el análisis del comportamiento de compra en tiempo real, las pantallas y terminales de autoservicio pueden ofrecer promociones dinámicas (cross-selling) adaptadas al perfil del cliente. Por ejemplo, sugerir un combo de café y pastelería en horarios de mañana o promociones de lubricantes para vehículos de flota, aumentando el ticket promedio de forma automática y orgánica.
3. Eficiencia Operativa sin Grandes Desembolsos
A diferencia de otras actualizaciones tecnológicas que requieren cambios de hardware costosos, estas soluciones de IA se integran mediante software a los sistemas de gestión (ERP) ya existentes. Esto democratiza el acceso a la tecnología punta, permitiendo que incluso estaciones independientes o de bandera blanca puedan competir en eficiencia con las grandes redes, reduciendo desperdicios operativos y mejorando la productividad del personal.
Visión Runrún Energético:
La llegada de la IA a las Estaciones de Servicio es el claro ejemplo de que la eficiencia energética también se juega en el mostrador. Ya no alcanza con vender combustible; hoy el negocio es gestionar datos para vender servicios. Para el sector del downstream, adoptar estas herramientas es la forma más rápida y económica de blindar la rentabilidad en un mercado competitivo. En 2026, la diferencia entre una estación exitosa y una que solo sobrevive estará en su capacidad de procesar información para anticiparse a las necesidades del cliente.
En una operación relámpago que confirma el fuerte apetito de los inversores por el financiamiento de activos energéticos argentinos, YPF concretó con éxito la reapertura de sus Obligaciones Negociables (ON) Clase XXXIV con vencimiento en 2034. La compañía de bandera logró captar USD 500 millones adicionales, consolidando un monto total en circulación de este instrumento que ahora se sitúa entre los USD 1.400 y USD 1.600 millones, garantizando una liquidez excepcional en los mercados internacionales.
1. Condiciones de Mercado y Rendimiento
La licitación, que cerró este miércoles 21 de enero, apuntó a una tasa de rendimiento en torno al 8%, un nivel sumamente atractivo que refleja la caída del costo de financiamiento para las corporaciones locales. El bono, emitido originalmente bajo legislación de Nueva York, atrajo el interés de grandes fondos de inversión globales y bancos de primera línea, quienes ven en la solidez operativa de YPF una apuesta segura en el marco de la normalización económica del país.
2. Estructura de Pagos y Plazos
Las ON Clase XXXIV presentan un esquema de amortización robusto, diseñado para no asfixiar el flujo de caja de la compañía en el corto plazo:
Amortización de Capital: Se realizará en tres cuotas anuales consecutivas (30% en 2032, 30% en 2033 y el 40% final en enero de 2034).
Intereses: Pagaderos semestralmente cada 17 de enero y 17 de julio. Este perfil de deuda permite a YPF alinear sus compromisos financieros con la entrada en producción masiva de sus principales proyectos de infraestructura.
3. Destino de los Fondos: El salto exportador
El flujo de divisas frescas captado en esta reapertura tiene un destino estratégico: el respaldo financiero para el plan de largo plazo de exportación de crudo y, fundamentalmente, el desarrollo del proyecto de GNL (Gas Natural Licuado). Bajo el régimen de “Emisor Frecuente”, la petrolera acelera su fondeo para cumplir con la hoja de ruta de inversiones 2026, consolidando la infraestructura necesaria para transformar el gas de Vaca Muerta en una commodity de exportación global.
Visión Runrún Energético:
Que YPF logre colocar USD 500 millones al 8% es la noticia financiera del año para el sector. Es la validación del mercado al “Plan 4×4” de la compañía. Con esta liquidez, YPF no solo blinda sus inversiones en Vaca Muerta, sino que envía una señal de fortaleza a todo el ecosistema energético: hay crédito disponible para quienes tienen proyectos serios y rentables. Hoy, la petrolera de bandera no solo lidera en producción, sino también en capacidad de gestión financiera en los mercados más exigentes del mundo.
YPF deberá reconvertir las áreas a no convencionales para poder concretar el ingreso de ENI y ADNOC.
La petrolera YPF confirmó esta tarde la ejecución de un swap con Pluspetrol que le permitió obtener los activos en tres áreas estratégicas para el proyecto Argentina LNG y donde espera concretar el ingreso a Vaca Muerta de la italiana ENI y la firma de Abu Dhabi, ADNOC. En paralelo, la operatoria avaló el ingreso de Pluspetrol a Rincón de la Ceniza y la Escalonada, dos áreas donde YPF había adquirido la participación de Total.
La compañía que lidera Horacio Marín confirmó que hoy firmó un acuerdo de intercambio de activos que le permite a YPF hacerse con la totalidad de los activos de los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas donde Pluspetrol tenía el otro 50%.
Tal como había adelantado EconoJournal en noviembre, estas áreas ubicadas en la ventana del gas seco y húmedo apalancarían la producción de cara al proyecto Argentina LNG donde YPF planea producir 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL) en asociación con ENI y ADNOC.
En un comunicado, YPF aseguró que mediante el acuerdo con Pluspetrol “ambas compañías refuerzan su apuesta en Vaca Muerta y avanzan en el desarrollo de áreas clave de la formación no convencional”. En este contexto, calificó al proyecto de producción de LNG como “uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía y de la generación de exportaciones energéticas para el país”.
Para poder concretar el ingreso de las dos petroleras extranjeras, YPF deberá aún concluir la reconversión de las mismas como una Concesión de Explotación No Convencional (CENCH), proceso que deberá ser solicitado a la provincia de Neuquén. Para esto, fuentes de la gobernación de Neuquén confirmaron que deberá ajustarse a los nuevos requerimientos que implican un pago del 18% de regalías y la posible participación accionaria de un 10% para GYP.
Según informaron las compañías, esta operación no implicó erogación ni ingresos para las partes, “más allá de eventuales ajustes de precio menores que pudieran corresponder al momento del cierre de la transacción y una vez cumplidas las condiciones precedentes”.
Cómo funcionará el intercambio entre YPF y Pluspetrol
Acuerdo Vaca Nuerta
Según la información brindada por YPF a la Comisión Nacional de Valores, a cambio de las participaciones en las tres áreas mencionadas, el acuerdo le permitirá a Pluspetrol obtener el 44,44% de las acciones de Vaca Muerta Inversiones S.A.U. (VMI), una sociedad que YPF creó para obtener la participación accionaria de Total en La Escalonada y Rincón de la Ceniza.
Actualmente, VMI es una sociedad controlada al 100% por YPF y titular del 45% de participación en los contratos de Unión Transitoria y Acuerdo de Operación Conjunta correspondientes a los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza en la Cuenca Neuquina. Otro 45% le corresponde a Shell y el 10% restante a GYP.
La Escalonada tiene un fuerte potencial en producción de shale oil. En febrero TotalEnergies había informado que el pozo LEsc-12(h), ubicado en el PAD3 de ese bloque, había alcanzado un promedio de 3.669 barriles de petróleo por día, convirtiéndose en el pozo más productivo de la Cuenca Neuquina. A su vez, está ubicado en forma contigua a Bajo del Choique, el principal campo que el año pasado adquirió Pluspetrol de manos de ExxonMobil.
Rincón de la Ceniza, en cambio, tiene un importante potencial gasífero y a su vez está ubicado sobre la ventana de condensados. Por lo tanto, puede ocupar un lugar importante en el mediano plazo en la estrategia de desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL).
Ante la atónita mirada de la oposición venezolana, la Asamblea Nacional de Venezuela aprobó este jueves en primera discusión una reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, en lo que constituye el cambio regulatorio más significativo del sector petrolero venezolano en casi dos décadas. Luego del secuestro pactado del presidente Nicolás Maduro por parte de los EE.UU. y las presiones de Donald Trump, el Ejecutivo venezolano envió el proyecto a la Asamblea Nacional a efectos de crear un marco jurídico más flexible que permita recuperar producción, atraer capital y reducir la dependencia operativa de la estatal PDVSA.
La reforma, debatida dentro de la Comisión Permanente de Energía y Petróleo, apunta a desmontar varios de los pilares del modelo estatista vigente desde 2006, sin alterar formalmente la propiedad estatal de los recursos del subsuelo.
Principales ejes de la reforma
El nuevo texto introduce modificaciones estructurales en cinco áreas centrales del negocio petrolero:
Participación privada en la operación Se habilita a empresas privadas nacionales e internacionales a operar campos petroleros bajo esquemas contractuales en los que PDVSA ya no está obligada a mantener participación mayoritaria. Esto supone un giro respecto del modelo de empresas mixtas impuesto desde 2007, donde la estatal debía conservar al menos el 51 % del capital.
Nuevos modelos contractuales Se incorporan figuras contractuales derivadas de la Ley Antibloqueo de 2020, en particular los llamados Contratos de Participación Productiva, que permiten a operadores asumir riesgo técnico, financiero y operativo a cambio de una porción de la producción o de ingresos.
Comercialización directa Las empresas podrán comercializar directamente su crudo y derivados, incluyendo exportaciones, y administrar los flujos de caja, reduciendo el monopolio comercial de PDVSA que caracterizó al esquema anterior.
Arbitraje internacional Se admite explícitamente la resolución de controversias mediante arbitraje internacional, una señal relevante para el mercado de capitales y los inversores institucionales, en un país con largo historial de litigios por expropiaciones.
Flexibilización fiscal Aunque el texto definitivo aún no fue publicado, la reforma contempla esquemas variables de regalías e impuestos, especialmente para proyectos de alto costo o campos maduros, alejándose del esquema uniforme de regalías superiores al 30 %.
Antecedentes regulatorios
La legislación petrolera venezolana se estructuró históricamente sobre un principio de control estatal fuerte. Tras la nacionalización de 1976, PDVSA se consolidó como operador dominante. La Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2001, reformada en 2006, reforzó ese esquema al exigir mayoría estatal en todos los proyectos y al centralizar la comercialización.
Entre 2007 y 2012 se produjo una ola de estatizaciones y renegociaciones contractuales con empresas como ExxonMobil, ConocoPhillips, Total, Chevron y ENI, muchas de las cuales derivaron en arbitrajes internacionales.
Por su parte, los EE.UU. confiscaron los activos estratégicos venezolanos en el exterior, cuyo caso paradigmático es el de CITGO Petroleum Corporation, la filial de PDVSA en Estados Unidos, que tenía más de 11.000 estaciones de servicio.
A partir de los laudos arbitrales derivados de expropiaciones no indemnizadas, tribunales federales estadounidenses habilitaron a distintos acreedores a ejecutar judicialmente las acciones de CITGO, abriendo el camino a su eventual subasta para satisfacer sentencias impagas.
En los hechos, Venezuela fue perdiendo el control efectivo sobre una de sus principales plataformas energéticas externas, con un impacto directo sobre su capacidad de inserción comercial en el mayor mercado de combustibles del mundo.
CITGO concentraba activos de altísimo valor estratégico: tres refinerías de gran escala —Lake Charles (Luisiana), Corpus Christi (Texas) y Lemont (Illinois)— con una capacidad conjunta cercana a los 750.000 barriles diarios, además de una vasta red de oleoductos, terminales de almacenamiento y miles de estaciones de servicio.
La ejecución judicial de esos activos no solo significó la pérdida de infraestructura crítica para el sistema petrolero venezolano, sino que convirtió una disputa jurídica por compensaciones en una transferencia estructural de riqueza energética estatal hacia acreedores privados internacionales, alterando de manera permanente la posición de Venezuela en la cadena global de valor del petróleo.
A partir de 2019, la combinación de sanciones financieras, deterioro operativo y falta de inversión redujo la producción venezolana a mínimos históricos. En ese contexto se aprobó en 2020 la Ley Antibloqueo, que introdujo mecanismos excepcionales y opacos para atraer capital, pero sin modificar formalmente la ley sectorial.
La reforma actual busca precisamente “normalizar” esos mecanismos, incorporándolos al régimen jurídico ordinario y dándoles mayor previsibilidad legal.
Implicancias para el mercado
Desde el punto de vista energético, la reforma representa un intento de reconstruir capacidad productiva sin recursos fiscales propios, un reconocimiento implícito de la inviabilidad del modelo PDVSA-centrista y una señal de pragmatismo regulatorio frente a la caída estructural de reservas efectivamente explotables.
Para las empresas internacionales, el atractivo real dependerá de factores adicionales: régimen cambiario, estabilidad contractual, levantamiento de sanciones, seguridad jurídica efectiva y capacidad de repatriar utilidades.
Qué sigue
El proyecto deberá atravesar una segunda discusión artículo por artículo y luego ser sancionado como ley. De confirmarse el texto en los términos actuales, Venezuela pasará a tener uno de los marcos legales más abiertos de su historia reciente, en un intento por reposicionarse como actor relevante en el mercado energético regional tras más de una década de declinación productiva.
Con foco en el desarrollo del proyecto “Argentina LNG”, YPF firmó un acuerdo con Pluspetrol para el intercambio de activos en Vaca Muerta, que le permite a la petrolera de mayoría accionaria estatal acceder a tres bloques con reservorios de gas No Convencional que vienen a reforzar la producción de este insumo con vistas a su conversión en gas natural licuado para su exportación al mercado internacional.
Con este acuerdo, se indicó, “ambas compañías refuerzan su apuesta en dicha formación” con recursos No Convencionales de hidrocarburos, desplegada mayoritariamente en el territorio de Neuquén.
Un comunicado de la petrolera que conduce Horacio Marín describió que “en el marco de este acuerdo, Pluspetrol se incorpora como accionista de Vaca Muerta Inversiones, sociedad controlada por YPF, con participación en los bloques La Escalonada y Rincón de Ceniza”.
Asimismo, YPF adquiere la participación de Pluspetrol en los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, “tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG, considerado uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía, y de la generación de exportaciones energéticas para el país”, se destacó.
“Esta operación de intercambio de activos queda sujeta al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo”, refirió el comunicado de YPF.
Marcelo Nachón fue designado como interventor interino del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), tras la renuncia indeclinable presentada por el hasta ahora titular del organismo, el ing. Carlos Casares, quien dejó el cargo luego de más de dos años al frente de la entidad. Nachón se desempeñaba como asesor del Ente y fue además seleccionado como director en el último concurso público de antecedentes, encontrándose su designación —al igual que la del resto de los postulantes— a la espera de la ratificación correspondiente por parte de la Comisión Bicameral del Congreso.
La designación se inscribe en un contexto de transición institucional, atravesado por el proceso de unificación de los entes reguladores de gas y electricidad, impulsado por el Poder Ejecutivo como parte de la reconfiguración integral del esquema regulatorio del sector energético.
Néstor Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, nuevo directorio del ENARGAS
La salida de Casares marca el cierre de una etapa iniciada en enero de 2024, caracterizada por un proceso profundo de normalización regulatoria, reordenamiento institucional y modernización administrativa del organismo. En su nota de renuncia, el ex interventor realizó un extenso balance de su gestión y fundamentó su decisión en la falta de respaldo político para continuar en el proceso de transformación que había sido originalmente concebido como parte de un proyecto de largo plazo.
Desde su asunción, Casares impulsó una agenda orientada a restablecer la funcionalidad económica del sistema de transporte y distribución de gas, severamente deteriorado tras años de congelamiento tarifario. En ese marco, se implementó la Adecuación Tarifaria Transitoria con obligación de inversiones, se puso en marcha la Revisión Quinquenal Tarifaria 2025–2030 —la primera de carácter integral en más de dos décadas— y se instrumentaron mecanismos de actualización mensual de tarifas, con el objetivo de dotar de previsibilidad al sector sin provocar impactos bruscos sobre los usuarios.
En el plano institucional, la gestión se destacó por una fuerte política de racionalización del organismo, que implicó la reducción del plantel sobredimensionado, la regularización de más de 400 expedientes sancionatorios heredados de gestiones anteriores, la actualización de los regímenes de multas y la elaboración de una agenda regulatoria pública, práctica inédita en el país, destinada a transparentar los procesos normativos.
Asimismo, se avanzó en la modernización tecnológica del ENARGAS, con la implementación del Sistema de Reclamos 2.0, la digitalización de procedimientos administrativos, la mejora sustancial de los indicadores de transparencia institucional y la puesta en línea de información técnica y regulatoria bajo estándares comparables con los de los principales organismos internacionales.
En el plano estratégico, Casares mantuvo una relación de colaboración permanente con la Secretaría de Energía, participando activamente en la reglamentación de los capítulos energéticos de la Ley de Bases, en el diseño normativo del futuro ente unificado y en proyectos estructurales como la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, considerados clave para el desarrollo del sistema gasífero nacional.
La renuncia se produce luego de que el ex interventor se presentara al concurso público de antecedentes para integrar el directorio del nuevo ente regulador unificado. Según se desprende de su propia nota, los resultados del proceso evidenciaron que ya no contaba con el nivel de confianza política necesario para continuar desempeñando un rol central en la etapa siguiente de la reforma, lo que lo llevó a optar por una salida institucional ordenada.
Con la designación interina de Nachón, el ENARGAS queda bajo una conducción transitoria en un momento particularmente sensible, en el que se combinan la implementación de las nuevas reglas tarifarias, la redefinición del esquema regulatorio y la expectativa de conformación definitiva del nuevo organismo, una vez que el Congreso complete el proceso de ratificación de las autoridades.
Marcelo Nachón fue designado como interventor interino del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), tras la renuncia indeclinable presentada por el hasta ahora titular del organismo, el ing. Carlos Casares, quien dejó el cargo luego de más de dos años al frente de la entidad. Nachón se desempeñaba como asesor del Ente y fue además seleccionado como director en el último concurso público de antecedentes, encontrándose su designación —al igual que la del resto de los postulantes— a la espera de la ratificación correspondiente por parte de la Comisión Bicameral del Congreso.
La designación se inscribe en un contexto de transición institucional, atravesado por el proceso de unificación de los entes reguladores de gas y electricidad, impulsado por el Poder Ejecutivo como parte de la reconfiguración integral del esquema regulatorio del sector energético.
Néstor Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, nuevo directorio del ENARGAS
La salida de Casares marca el cierre de una etapa iniciada en enero de 2024, caracterizada por un proceso profundo de normalización regulatoria, reordenamiento institucional y modernización administrativa del organismo. En su nota de renuncia, el ex interventor realizó un extenso balance de su gestión y fundamentó su decisión en la falta de respaldo político para continuar en el proceso de transformación que había sido originalmente concebido como parte de un proyecto de largo plazo.
Desde su asunción, Casares impulsó una agenda orientada a restablecer la funcionalidad económica del sistema de transporte y distribución de gas, severamente deteriorado tras años de congelamiento tarifario. En ese marco, se implementó la Adecuación Tarifaria Transitoria con obligación de inversiones, se puso en marcha la Revisión Quinquenal Tarifaria 2025–2030 —la primera de carácter integral en más de dos décadas— y se instrumentaron mecanismos de actualización mensual de tarifas, con el objetivo de dotar de previsibilidad al sector sin provocar impactos bruscos sobre los usuarios.
En el plano institucional, la gestión se destacó por una fuerte política de racionalización del organismo, que implicó la reducción del plantel sobredimensionado, la regularización de más de 400 expedientes sancionatorios heredados de gestiones anteriores, la actualización de los regímenes de multas y la elaboración de una agenda regulatoria pública, práctica inédita en el país, destinada a transparentar los procesos normativos.
Asimismo, se avanzó en la modernización tecnológica del ENARGAS, con la implementación del Sistema de Reclamos 2.0, la digitalización de procedimientos administrativos, la mejora sustancial de los indicadores de transparencia institucional y la puesta en línea de información técnica y regulatoria bajo estándares comparables con los de los principales organismos internacionales.
En el plano estratégico, Casares mantuvo una relación de colaboración permanente con la Secretaría de Energía, participando activamente en la reglamentación de los capítulos energéticos de la Ley de Bases, en el diseño normativo del futuro ente unificado y en proyectos estructurales como la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, considerados clave para el desarrollo del sistema gasífero nacional.
La renuncia se produce luego de que el ex interventor se presentara al concurso público de antecedentes para integrar el directorio del nuevo ente regulador unificado. Según se desprende de su propia nota, los resultados del proceso evidenciaron que ya no contaba con el nivel de confianza política necesario para continuar desempeñando un rol central en la etapa siguiente de la reforma, lo que lo llevó a optar por una salida institucional ordenada.
Con la designación interina de Nachón, el ENARGAS queda bajo una conducción transitoria en un momento particularmente sensible, en el que se combinan la implementación de las nuevas reglas tarifarias, la redefinición del esquema regulatorio y la expectativa de conformación definitiva del nuevo organismo, una vez que el Congreso complete el proceso de ratificación de las autoridades.
YPF comunicó este jueves el cierre exitoso de la reapertura de su bono internacional con vencimiento en el año 2034. La colocación uan Obligación Negociable que alcanzó los US$550 millones, consolidando una operación financiera que refleja la confianza de los mercados en la empresa y en activos locales.
La tasa de corte se ubicó en un 8,1%, cifra que se posiciona como la más competitiva obtenida por la firma en el mercado de capitales externo desde hace casi una década, según destacaron esta tarde fuentes de la compañía.
Esta serie de títulos de YPF corresponde a las Obligaciones Negociables Clase XXXIV, emitidas originalmente en enero de 2025. En aquella oportunidad, la firma captó US$1.100 millones a una tasa del 8,5%.
Con esta nueva incursión, el valor nominal total del bono asciende ahora a los US$ 1.650 millones, fortaleciendo la liquidez del instrumento en el mercado secundario.
Fuerte respaldo de los inversores
Fuentes del mercado destacaron también el interés por los activos de YPF, en una operación que mostró solidez. En ese sentido, la demanda combinada de inversores locales e internacionales superó ampliamente las expectativas iniciales, con ofertas que totalizaron los u$s1.400 millones.
Esta sobre-suscripción permitió a la petrolera no solo asegurar el monto buscado, sino también presionar a la baja el costo de financiamiento respecto a la emisión original.
Uno de los colocadores de la ON consideró que en una semana con volatilidad y selectividad por parte de los inversores, YPF mostró disciplina para elegir la ventana adecuada y ejecutar con éxito. La operación consolida un arranque de año muy activo para el mercado corporativo argentino en los mercados internacionales.
En ese sentido, la operación de la petrolera sigue a colocaciones recientes de Pan American Energy por US$375 millones, Telecom por US$600 millones, Banco Macropor US$400 millones y ahora YPF US$550 millones, reflejando una demanda firme para créditos de primera línea.
Destino de los fondos y desendeudamiento
La estrategia financiera detrás de esta colocación busca, por un lado, la optimización del perfil de deuda. Los fondos obtenidos, se informó desde YPF, se utilizarán para la precancelación total de un préstamo AB otorgado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) en 2023, el cual tenía vencimiento final en 2030.
Por otro lado, lo levantado del mercado se destinará a inversión productiva, ya que el remanente del capital se inyectará directamente en el plan de inversiones de la compañía, orientado a potenciar la producción de hidrocarburos y la infraestructura energética.
Mediante esta transacción, YPF logró reducir el costo promedio de su pasivo y mejorar el perfil de vencimientos al extender la vida promedio de su deuda, ganando previsibilidad financiera para los próximos años.
La operación contó con el respaldo de un consorcio de entidades en el plano internacional que actuaron como colocadores: Citibank, Itaú, J.P. Morgan, Santander y Balanz. En tanto, en el mercado local, la colocación estuvo liderada por Allaria, Balanz, CMF, Cucchiara, Galicia, Macro y Santander.
YPF comunicó este jueves el cierre exitoso de la reapertura de su bono internacional con vencimiento en el año 2034. La colocación uan Obligación Negociable que alcanzó los US$550 millones, consolidando una operación financiera que refleja la confianza de los mercados en la empresa y en activos locales.
La tasa de corte se ubicó en un 8,1%, cifra que se posiciona como la más competitiva obtenida por la firma en el mercado de capitales externo desde hace casi una década, según destacaron esta tarde fuentes de la compañía.
Esta serie de títulos de YPF corresponde a las Obligaciones Negociables Clase XXXIV, emitidas originalmente en enero de 2025. En aquella oportunidad, la firma captó US$1.100 millones a una tasa del 8,5%.
Con esta nueva incursión, el valor nominal total del bono asciende ahora a los US$ 1.650 millones, fortaleciendo la liquidez del instrumento en el mercado secundario.
Fuerte respaldo de los inversores
Fuentes del mercado destacaron también el interés por los activos de YPF, en una operación que mostró solidez. En ese sentido, la demanda combinada de inversores locales e internacionales superó ampliamente las expectativas iniciales, con ofertas que totalizaron los u$s1.400 millones.
Esta sobre-suscripción permitió a la petrolera no solo asegurar el monto buscado, sino también presionar a la baja el costo de financiamiento respecto a la emisión original.
Uno de los colocadores de la ON consideró que en una semana con volatilidad y selectividad por parte de los inversores, YPF mostró disciplina para elegir la ventana adecuada y ejecutar con éxito. La operación consolida un arranque de año muy activo para el mercado corporativo argentino en los mercados internacionales.
En ese sentido, la operación de la petrolera sigue a colocaciones recientes de Pan American Energy por US$375 millones, Telecom por US$600 millones, Banco Macropor US$400 millones y ahora YPF US$550 millones, reflejando una demanda firme para créditos de primera línea.
Destino de los fondos y desendeudamiento
La estrategia financiera detrás de esta colocación busca, por un lado, la optimización del perfil de deuda. Los fondos obtenidos, se informó desde YPF, se utilizarán para la precancelación total de un préstamo AB otorgado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) en 2023, el cual tenía vencimiento final en 2030.
Por otro lado, lo levantado del mercado se destinará a inversión productiva, ya que el remanente del capital se inyectará directamente en el plan de inversiones de la compañía, orientado a potenciar la producción de hidrocarburos y la infraestructura energética.
Mediante esta transacción, YPF logró reducir el costo promedio de su pasivo y mejorar el perfil de vencimientos al extender la vida promedio de su deuda, ganando previsibilidad financiera para los próximos años.
La operación contó con el respaldo de un consorcio de entidades en el plano internacional que actuaron como colocadores: Citibank, Itaú, J.P. Morgan, Santander y Balanz. En tanto, en el mercado local, la colocación estuvo liderada por Allaria, Balanz, CMF, Cucchiara, Galicia, Macro y Santander.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 02/02 al 15/02/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 48 ofertas por un volumen que totalizó 40.550.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,17 por millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,84 el MBTU en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST variaron desde u$s 1,10 hasta u$s 2,52 el MBTU, en tanto que los precios en GBA variaron desde u$s 1,54 hasta u$s 3,42 el MBTU.
Del total de ofertas, 19 llegaron desde Neuquén y sumaron 16.050.000 m3/día; 5 ofertas provinieron de Santa Cruz por 3.500.000 m3/d; otras 12 ofertas fueron desde Tierra del Fuego y totalizaron 12.000.000 m3/d; 7 ofertas llegaron desde proveedores y comercializadores de la cuenca Noroeste por un volumen diario de 3.700.000 m3/d; y 5 ofertas por un total de 5.300.000 m3/día llegaron desde Chubut.
La Argentina alcanzó un hito histórico en su producción de petróleo, al registrar 868.712 barriles diarios en diciembre de 2025, según informó la Secretaría de Energía.
Este nivel representa un aumento interanual del 14,8% y una suba del 2,3% respecto al mes anterior. “Argentina tuvo en diciembre el mejor mes de su historia en producción de petróleo”, destacó la dependencia de Secretaria de Energía en un posteo oficial.
Argentina tuvo en diciembre el mejor mes de su historia en producción de petróleo.
✅ 868.712 barriles por día ✅ +2,3% intermensual ✅ +14,8% interanual
Con reglas claras, inversión privada y un Estado que ordena y deja producir, la Argentina consolida su potencial energético… pic.twitter.com/8bzHa4b9T2
La cartera de Energía señaló que este crecimiento se logra “con reglas claras, inversión privada y un Estado que ordena y deja producir”, consolidando así el potencial energético del país y generando crecimiento, empleo y divisas.
El incremento en la producción se reflejó también en la balanza de dólares del sector energético, que registró un saldo positivo de US$ 893 millones en diciembre, gracias a exportaciones por US$ 1.067 millones frente a importaciones por US$ 174 millones.
En 2025, el superávit acumulado de la energía alcanzó US$ 7.815 millones, mejorando en US$ 2.085 millones respecto al mismo período de 2024. Este resultado se explicó principalmente por mayores exportaciones, que aumentaron US$ 1.369 millones, y menores importaciones, que se redujeron en US$ 716 millones.
Los beneficiarios del fallo por la expropiación de YPF solicitaron a la jueza del Segundo Circuito de Nueva York, Loretta Preska, que obligue al estado argentino a detallar la ubicación, cuentas y movimientos de sus reservas de oro.
El pedido se fundamenta en la denuncia de una supuesta estrategia de ocultamiento de activos por parte del gobierno para evitar el pago de la sentencia de US$ 16.100 millones de dólares.
Según los demandantes, el país incumplió la orden de presentar un testigo calificado para declarar sobre el patrimonio nacional.
Los fondos Petersen y Eton Park sostienen que Argentina presentó a un expositor “deliberadamente no preparado”, lo cual consideran una maniobra de obstrucción en el proceso de descubrimiento de bienes.
Los demandantes buscan identificar activos embargables para ejecutar la sentencia dictada en el tribunal del Distrito Sur de Nueva York. La información proviene de una carta remitida el 21 de enero de 2026 por el estudio de abogados Levine Lee LLP a la jueza Loretta A. Preska.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, los representantes legales de los beneficiarios del fallo detallan los incumplimientos en los que habría incurrido la República Argentina respecto a las órdenes judiciales de agosto de 2025.
En el cuerpo de la nota presentada al tribunal, los abogados afirmaron que “el incumplimiento de la República en producir un testigo calificado forma parte de su estrategia para evadir la ejecución de la sentencia de US$16.1 mil millones, incluyendo la ocultación de más de US$1.000 mil millones en reservas de oro”. Los demandantes argumentaron que la falta de respuestas es “grave y continua” y que el daño económico es mayor debido a que el precio del metal alcanzó un máximo histórico.
La presentación judicial señala que funcionarios de alto rango tienen acceso a los datos requeridos. Según el texto, el ministro de Economía, Luis Caputo, posee información directa sobre el traslado de los activos, resaltando que “el ‘jefe’ de (Santiago) Bausili” (presidente del Banco Central) y que ambos están en “contacto continuo vía grupo de chat”.
Para los litigantes, la elección de un testigo sin estos conocimientos “equivale a una falta de comparecencia”. Ante esta situación, los beneficiarios del fallo solicitaron que el tribunal “obligue a la República a proporcionar de inmediato una declaración jurada identificando la ubicación, movimientos y cuenta(s) que mantienen el oro”.
En caso de que el gobierno alegue falta de acceso a la información del Banco Central, pidieron celebrar una “audiencia probatoria con testimonio de individuos con conocimiento, incluyendo a Caputo y otros testigos”.
Finalmente, el escrito reclama que se ordene a la República Argentina pagar los “honorarios razonables de abogados” de los demandantes por su conducta obstructiva.
Los abogados recordaron que organismos como el Ministerio de Seguridad y la Auditoría General de la Nación (AGN) poseen autoridad legal para acceder a la información sobre el transporte de las reservas.
YPF anunció la licitación de una reapertura de sus Obligaciones Negociables Clase XXXIV, con el objetivo de captar entre US$ 300 y US$ 500 millones adicionales en los mercados internacionales. El instrumento, denominado en dólares y emitido bajo legislación de Nueva York, paga una tasa fija del 8,25% anual y vence en 2034.
La operación se realizará por precio, con una tasa de rendimiento objetivo cercana al 8%, y forma parte de la estrategia financiera de la compañía para fortalecer su posicionamiento en los mercados de capitales externos, ampliar la base de inversores y mejorar la liquidez de sus instrumentos de deuda.
Las Obligaciones Negociables Clase XXXIV fueron emitidas originalmente en enero de 2025 por un monto de US$ 1.100 millones. Con esta reapertura, el volumen total en circulación pasará a ubicarse en un rango de US$ 1.400 a US$ 1.600 millones, un nivel que apunta a consolidar al bono como referencia dentro del universo de deuda corporativa argentina en dólares.
El calendario de amortización del capital contempla tres pagos anuales consecutivos:
30% el 17 de enero de 2032
30% el 17 de enero de 2033
40% final el 17 de enero de 2034
Los intereses se abonarán de forma semestral, cada 17 de enero y 17 de julio, hasta la fecha de vencimiento.
La recepción de ofertas permanecerá abierta hasta el miércoles 21 de enero a las 13 horas. Los inversores podrán participar a través de ALyCs y bancos habilitados, entre los que se encuentran Santander, Galicia, Balanz, Macro, Cucchiara, CMF y Allaria, según informaron fuentes del mercado.
La Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos bonaerense, avanzó en la adjudicación de una obra eléctrica en el partido de Carmen de Patagones, que mejorará el servicio en el sur de la provincia de Buenos Aires.
La obra contempla la construcción de una Estación Transformadora de rebaje 33/13,2 kV en las inmediaciones de la localidad de J. B. Casas y otra Estación Transformadora 33/13,2 kV a nivel en las proximidades de la localidad de Bahía San Blas.
Además, se incluye la instalación de transformadores, seccionadores, reconectadores, y sistemas de protección.
Serán dos nuevas estaciones transformadoras, una en la localidad de J. B. Casas y otra en Bahía San Blas, que permitirán potenciar todo el servicio eléctrico de la región y conectar 3.500 nuevos bonaerenses.
Actualmente el suministro del servicio eléctrico depende de una línea de 13,2 kV que recorre más de 60 km y, con la nueva obra, se triplicará esa capacidad, mejorando la calidad del servicio y permitiendo conectar a más de 3500 nuevos usuarios residenciales de la zona.
Los trabajos, que cuentan con una inversión total de $1.095 millones, tienen por objetivo garantizar la calidad del suministro eléctrico, clave para el desarrollo de la región, especialmente en la localidad de Bahía San Blas, una zona afectada por problemas de tensión.
La intervención será clave para el desarrollo de la región sur de la Provincia de Buenos Aires, porque no sólo refuerza el suministro de energía eléctrica en las localidades y poblaciones dispersas, sino también porque promueve la posibilidad de un mayor desarrollo turístico y económico.
La Bahía San Blas es uno de los principales exponentes de la oferta turística vinculada a la pesca deportiva de la provincia y su desarrollo productivo se ve afectado por los reiterados cortes del servicio eléctrico, provocados por tormentas eléctricas y vientos fuertes, comunes en la región sur; o por picos de demanda en temporada veraniega.
A nivel nacional, 11 de los 27 países miembros de OLACDE superaron el promedio regional de renovabilidad, destacándose Paraguay y Uruguay (100 %), Costa Rica (98 %), Venezuela (92 %), Ecuador (90 %), Brasil (89 %), Colombia (86 %), el Salvador (79 %), Belice (77 %), Panamá (74 %) y Chile (70 %).
