La demanda mundial de electricidad crecerá a un ritmo superior al 3,5% anual promedio hasta 2030, impulsada por la electrificación de la industria, la expansión de los vehículos eléctricos, el mayor uso de aire acondicionado y el avance de los centros de datos y la inteligencia artificial, según un nuevo informe de la Agencia Internacional de la Energía (IEA).
El estudio, titulado Electricity 2026, analiza la evolución reciente de los sistemas eléctricos globales y proyecta la demanda, la oferta y las emisiones de dióxido de carbono (COâ‚‚) del sector hasta el final de la década.
De acuerdo con el reporte, el consumo de electricidad crecerá al menos 2,5 veces más rápido que la demanda total de energía, en un contexto que la IEA define como la “Era de la Electricidad”.
Si bien las economías emergentes y en desarrollo seguirán siendo el principal motor del aumento de la demanda, los países avanzados volverán a mostrar crecimiento tras 15 años de estancamiento, aportando cerca de una quinta parte del incremento total del consumo eléctrico mundial hasta 2030.
En cuanto a la oferta, el informe señala que la generación eléctrica a partir de fuentes renovables, impulsada por un despliegue récord de energía solar fotovoltaica, está en proceso de superar a la generación a carbón, luego de haber alcanzado niveles similares en 2025. La energía nuclear también alcanzó un nuevo récord de producción.
En conjunto, las renovables y la nuclear representarán el 50% de la generación eléctrica global hacia el final de la década, frente al 42% actual.
La generación a partir de gas natural también continuará creciendo, respaldada por el aumento de la demanda en Estados Unidos y la sustitución del petróleo por gas en Medio Oriente. En contraste, la generación con carbón perderá participación y volverá a niveles de 2021 hacia 2030, lo que mantendría prácticamente estables las emisiones globales de COâ‚‚ del sector eléctrico.
El informe advierte que estos cambios requerirán una rápida expansión de las redes eléctricas y mayores niveles de flexibilidad del sistema. Actualmente, más de 2.500 gigavatios de proyectos —incluidos renovables, almacenamiento y grandes consumidores como centros de datos— permanecen demorados en colas de conexión a nivel global.
La IEA estima que la incorporación de tecnologías de mejora de redes y reformas regulatorias permitiría integrar hasta 1.600 gigavatios en el corto plazo.
“El crecimiento del consumo eléctrico mundial hasta 2030 será equivalente a sumar más de dos Uniones Europeas”, señaló Keisuke Sadamori, director de Mercados y Seguridad Energética de la IEA, quien remarcó que será necesario aumentar en un 50% las inversiones anuales en redes eléctricas.
El reporte también destaca el fuerte avance del almacenamiento con baterías a gran escala en mercados como California, Alemania, Texas, Australia del Sur y el Reino Unido, y advierte sobre la creciente preocupación por la asequibilidad de la electricidad, en un contexto de precios que aumentaron más rápido que los ingresos desde 2019.
Además, subraya la necesidad de reforzar la seguridad y resiliencia de los sistemas eléctricos frente a riesgos climáticos, tecnológicos y de infraestructura.
El Gobierno Nacional convocó a una licitación pública nacional e internacional para la importación y comercialización privada de Gas Natural Licuado (GNL), con el objetivo de garantizar el abastecimiento durante los meses de mayor demanda. La medida fue oficializada a través de la Resolución 33/2026 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.
La iniciativa busca seleccionar un único comercializador que se encargue de importar el GNL, coordinar la logística y vender el gas resultante de la regasificación en el mercado interno, utilizando la capacidad disponible de la terminal de Escobar, con punto de entrega en Los Cardales.
Según el esquema definido, la adjudicación se realizará mediante un proceso competitivo que incluirá una etapa de precalificación para evaluar antecedentes técnicos y solvencia económica de las empresas interesadas.
La oferta ganadora será aquella que presente el menor adicional en dólares por millón de BTU (USD/MMBTU) sobre el marcador internacional TTF, monto destinado a cubrir los costos logísticos y operativos de la operatoria.
El diseño del proceso contempla la selección de un único operador integral, responsable de la programación de buques, la gestión de inventarios y la utilización de la unidad flotante de regasificación. De acuerdo con la normativa, este esquema apunta a evitar superposiciones y conflictos operativos en una infraestructura que requiere una administración unificada para funcionar con eficiencia y previsibilidad.
La resolución establece que el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal. La asignación total de capacidad está prevista para el período invernal, entre el 1 de abril y el 30 de septiembre de 2026, mientras que el contrato tendrá una duración de un año desde su firma, con la posibilidad de acordar usos adicionales fuera de ese lapso.
El cronograma de referencia fija un plazo aproximado de 40 días desde la publicación de la resolución para completar el proceso licitatorio. La convocatoria y la ejecución operativa quedarán a cargo de ENARSA, conforme a las bases e instrucciones que establezca la autoridad de aplicación.
Con esta decisión, el Ejecutivo avanza en un esquema de importación de GNL basado en mecanismos competitivos, orientado a reforzar la transparencia, la trazabilidad y la previsibilidad del abastecimiento energético durante el invierno.
AmCham Argentina valoró la firma del Acuerdo sobre Comercio e Inversiones Recíproco entre los gobiernos de la República Argentina y los Estados Unidos, al considerar que constituye un paso relevante para el fortalecimiento de las relaciones bilaterales y la consolidación de un marco estratégico orientado al desarrollo económico, la inversión y la competitividad.
Desde la entidad señalaron que el entendimiento puede traducirse en una mejora continua de los procesos y regulaciones internas, promoviendo una transformación integral del país y avanzando hacia un modelo más eficiente, moderno y alineado con estándares internacionales.
En ese sentido, el acuerdo establece condiciones que armonizan el entramado normativo argentino con regulaciones globales en materia de comercio, inversiones, propiedad intelectual, comercio digital, seguridad económica y facilitación aduanera.
Para AmCham, este marco representa una señal clara de previsibilidad, reglas claras y seguridad jurídica, factores indispensables para atraer inversiones sostenibles y fomentar el crecimiento productivo en todo el territorio nacional.
Desde una perspectiva económica, el acuerdo abre oportunidades concretas para profundizar el comercio bilateral. En el corto plazo, si bien pueden presentarse algunas asimetrías, para la Argentina implica la eliminación por parte de Estados Unidos de aranceles recíprocos sobre 1.675 productos, lo que podría generar exportaciones adicionales por aproximadamente U$S 1.013 millones, junto con el otorgamiento del trato arancelario de Nación más favorecida.
A ello se suma la ampliación sustancial del cupo de importación de carne bovina al mercado estadounidense, que permitiría alcanzar hasta U$S 800 millones adicionales en exportaciones.
Por su parte, para Estados Unidos el acuerdo contempla la eliminación de aranceles por parte de la Argentina en 221 posiciones arancelarias, la reducción al 2% en otras 20 posiciones y disposiciones que abren oportunidades para su sector agrícola. También incorpora compromisos vinculados a la admisión de estándares internacionales, la prevención de barreras al comercio digital, la equidad en el manejo de minerales críticos, el fortalecimiento de las relaciones laborales, reformas aduaneras y una mayor protección y observancia de la propiedad intelectual.
Asimismo, el entendimiento impulsa una profunda modernización del clima de negocios mediante la reducción de barreras no arancelarias, la digitalización de procesos, la aceptación de normas y aprobaciones internacionales y la simplificación de procedimientos internos. Estas medidas contribuirán a disminuir costos operativos, mejorar la competitividad y facilitar la operatoria de empresas, pymes y emprendedores.
El acuerdo también pone el foco en sectores estratégicos como energía, infraestructura, minería, minerales críticos, inversión productiva, creación de empleo de calidad y transferencia tecnológica. La incorporación de compromisos laborales y ambientales refuerza, además, una visión de desarrollo sostenible e inclusivo.
Desde AmCham Argentina destacaron que este avance resulta compatible con el proceso de inserción internacional del país y con el objetivo de ingreso a la OCDE, al profundizar el alineamiento geopolítico con Estados Unidos y establecer obligaciones jurídicas vinculantes, cronogramas concretos de cumplimiento y un esquema de reciprocidad basado en la transparencia regulatoria y la seguridad nacional.
La entidad sostuvo que el acuerdo representa una oportunidad estratégica para avanzar hacia una Argentina más integrada, competitiva y federal, en la que el comercio y la inversión sean pilares del desarrollo económico y social. En ese marco, subrayaron la importancia de que el Congreso de la Nación acompañe su tratamiento para permitir la implementación efectiva y sostenible de las medidas previstas.
Bien hacia el fondo, el volcán Aucamahuida entre nubes. En plena estepa patagónica, a unos 40 minutos en camioneta desde Añelo, surge imponente un laberinto de tuberías, tanques y motores que ya hacen su aporte en plena expansión del petróleo no convencional argentino. Shell sigue sumando su parte con este nuevo hito. La gigante global, que acaba de confirmar la continuidad de sus desarrollos en la Cuenca Neuquina, puso en marcha esta semana un sistema de procesamiento modelo en su bloque Bajada de Añelo.
Todo el dispositivo puede procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas. Se denomina Early Processing System (EPS) e incluye una planta EPF (Early Processing Facility). Esto comprende sistemas de separación y gathering, dos plantas de recuperación de vapor, abastecimiento energético, oleoductos y gasoductos de evacuación, y wellpads dentro de la infraestructura que permitirá la expansión del bloque.
[]https://www.youtube.com/watch?v=C-dqUupIw18[/]
En la jerga de Vaca Muerta, una EPS es una suerte de bisagra. Divide aguas hacia una etapa de desarrollo estable. Permite tratar el fluido en superficie con estándares industriales, eliminar incertidumbre operativa y, sobre todo, conocer más sobre un bloque determinado mientras se perfora y se completan pozos. También es el imperio de una mayor cantidad de datos sobre el terreno, lo que incide en los futuros niveles de inversión.
“Este hito es fundamental en nuestros planes de desarrollo de Bajada de Añelo, ya que nos permitirá ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”, explicó Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, durante la visita a las instalaciones de la que participó Mejor Energía.
La ventana de transición en la estepa patagónica neuquina.
Buena parte de las empresas del segmento no convencional están buscando, principalmente, dos logros principales. Optimizar sus operaciones, algo que redunda en mejores costos y competitividad ante los vaivenes del precio del crudo –el petróleo manda en este momento de Vaca Muerta, de donde sale el 70% de la producción nacional–. Y también buscan mejorar el impacto que se mide en la huella de carbono. Es un paso central: al margen de la mejora del proceso, la arista ambiental talla en el amplio espectro que va desde la política energética hasta un mejor acceso al mercado de capitales y las chances exportadoras. Países importadores avanzan en regulaciones que ponen bajo la lupa a quienes atienden y no este frente vinculado al cambio climático.
En el plano del negocio, la lectura de fondo es bien conocida en la Cuenca. La capacidad de tratar y evacuar es la que ordena la escala -es verdad: siempre está la macroeconomía- en uno de los mejores subsuelos del mundo oil and gas. En una ventana de transición como Bajada de Añelo, la ecuación es algo más sensible. La proporción petróleo-gas cambia en pocos kilómetros y obliga a diseñar flexibilidad desde el inicio.
En este caso, a través de un innovador sistema de automatización, el diseño de la planta busca optimizar la performance de procesamiento y producción de petróleo y gas, maximizar la eficiencia energética y lograr un óptimo cuidado de la seguridad y el ambiente.
Bajda de Añelo: detalle del sistema de tuberías y equipos de superficie.
La construcción demandó algo más de tres años. Hubo que sortear varios obstáculos, desde coletazos de la pandemia del COVID hasta ignominiosas demoras de equipos en la aduana, cuando había límites a la importación y al acceso al mercado de capitales.
En la construcción trabajaron unas 1.500 personas, si se contempla el empleo directo e indirecto. Hubo más de 140 contratistas y subcontratistas, la mayoría de ellos locales, informan en Shell Argentina.
El bloque está en pleno desarrollo. Es una etapa temprana de todo el proyecto. Bajada de Añelo es un área de unos 200 km2 en la ventana de transición entre crudo volátil y gas húmedo. Se pudo ver: los enormes tanques que reservan el hidrocarburo dan muestras, a tiro de canilla -literalmente-, de un crudo casi transparente, que huele a expendedora de combustibles. (Es conocida la gama de colores, densidades y rendimientos que caracterizan al shale oil de Vaca Muerta. Van desde esta transparencia hasta casi el negro más oscuro. Ese es el Medanito, la “marca” histórica del petróleo de la Cuenca Neuquina, un blend que hoy incluye, si se toma toda la producción provincial, solo un 4% proveniente de los campos convencionales, todo lo que no es Vaca Muerta).
El área tiene un potencial amplio de recursos técnicamente recuperables. Se calcula en unos 300–400 millones de barriles y 2 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas. Shell es la operadora y cuenta con el 50% de participación; YPF es su socia con el otro 50% del bloque.
“En esta etapa el bloque produce unos 15.000 barriles diarios. Es el resultado de 15 pozos perforados. Esperamos llegar a la capacidad total de la planta hacia finales de 2027”, expresó Sebastián Regis, gerente de operaciones de Shell en Neuquén.
El tipo de crudo varía dentro del acreaje en este yacimiento, que se convierte en uno de esos nuevos polos de desarrollo, ampliando el margen de injerencia más allá de Añelo. Es ahí donde toma mayor sentido aquello de “ventana de transición”. Es la transición entre dos polos, para simplificarlo. En uno sale más gas y hacia otro más petróleo. En medio, diferentes tipos y densidades de shale. “La planta está preparada para distintos tipos de petróleo y, en base a lo que vayamos probando, ahí cobrará sentido la siguiente expansión dentro del área”, afirmó Burmeister durante la visita.
El plan en este momento de comprobaciones incluirá siete pozos más durante 2026, y se espera sumar otros cuatro en 2027. La operación en Bajada de Añelo está demandando hoy un solo rig (perforador).
Durante la recorrida, el ritmo de la planta se entiende más por gestos que por números: checklists, radios, válvulas, señalización por sectores y una automatización que reduce la exposición humana en tareas críticas. El aprendizaje temprano también se mide en procedimientos y en cómo se administra el riesgo cuando la escala empuja.
En el reino de la perforación, cada bloque es una historia. De hecho, cada pozo es una historia, suelen decir algunos ingenieros. En este caso, se trata de perforaciones que llegan primero a unos 3.000 metros de profundidad y, desde allí, se extienden, esta vez de manera horizontal, por otros 3.200 metros (en Vaca Muerta se llegan a perforar pozos horizontales que superan los 4 kilómetros de longitud). Se trata de las ramas laterales que caracterizan a los pozos de la industria shale. “Hoy nos sentimos cómodos con esta fórmula”, señala Daniel Núñez Mata, líder del proyecto Bajada de Añelo.
La anunciada megafusión entre Rio Tinto y Glencore quedó definitivamente descartada luego de que ambas compañías formalizaran una “Declaración de no tener intención de presentar ofertas”, un mecanismo habitual en los mercados para cerrar negociaciones fallidas.
Más allá del tono diplomático de los comunicados oficiales, el trasfondo fue una fuerte discrepancia sobre quién aportaba más valor y quién debía mandar en la eventual compañía resultante.
Según confirmó Rio Tinto, la empresa decidió abandonar las conversaciones tras concluir que no era posible alcanzar un acuerdo que generara valor para sus accionistas, priorizando su estrategia de largo plazo y el retorno al capital. Sin embargo, fuentes del mercado coinciden en que el verdadero punto de quiebre estuvo en las condiciones de gobierno corporativo y en la valuación relativa de los activos.
Desde el lado de Glencore, el diagnóstico fue aún más explícito. La compañía consideró que los términos explorados subvaloraban de manera significativa su aporte al grupo combinado, especialmente en lo referido a su negocio de cobre, uno de los activos más codiciados en el contexto de la transición energética global.
El esquema planteado dejaba a Rio Tinto con los principales cargos ejecutivos y una participación mayoritaria, algo que Glencore interpretó como una pérdida de control sin una prima acorde.
Además, Glencore cuestionó que la propuesta no reconocía adecuadamente su cartera de proyectos de crecimiento, ni distribuía de forma equilibrada el potencial de sinergias operativas y financieras que surgirían de la fusión. En otras palabras, la ecuación riesgo-beneficio no cerraba para sus accionistas.
El trasfondo estratégico también pesó. Glencore viene reforzando su posicionamiento como actor central del mercado global de cobre, con el objetivo de convertirse en uno de los mayores productores del mundo en la próxima década. En ese escenario, diluir ese perfil dentro de una estructura dominada por Rio Tinto implicaba resignar una ventaja competitiva clave.
La reacción del mercado fue inmediata y dejó en claro quién quedó más expuesto. Las acciones de Glencore cayeron cerca de un 8% en Londres, mientras que los papeles de Rio Tinto retrocedieron alrededor de un 2,5%, reflejando la lectura de los inversores sobre el impacto relativo del fracaso de la operación.
Así, lo que se perfilaba como una de las mayores fusiones de la historia minera terminó chocando con un obstáculo clásico: cuando el control, la valuación y la estrategia de largo plazo no coinciden, ni siquiera los gigantes logran ponerse de acuerdo.
Apenas seis bloques de Vaca Muerta se convirtieron en el eje productivo de la formación no convencional y, en consecuencia, del salto productivo del país en materia de hidrocarburos durante 2025. Las áreas clave de Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo, Bandurria Sur, La Calera y La Angostura Sur I aportaron en conjunto 332 kbbl/día, lo que representó el 66% de la producción total de shale oil del país.
Esta concentración permitió que la producción nacional alcanzara un promedio de 810 kbbl/día, logrando un crecimiento interanual del 13% y un pico histórico de 878 mil barriles en diciembre, a pesar del declino sistemático de los yacimientos tradicionales. Neuquén superó por primera vez en enero la marca de 600.000 barriles diarios durante el mismo mes.
La fisonomía energética nacional completó así una tendencia firme que lleva al petróleo convencional a profundizar su caída con un retroceso del 5,7%, mientras que el no convencional actúa como el motor exclusivo del sector con un avance del 28,7%, representando ya el 67% de la torta productiva total.
El mapa detallado realizado por la consultora Economía y Energía del rendimiento por áreas revela la supremacía histórica de Loma Campana. El bloque fundacional, operado en partes iguales por YPF y Chevron, cerró el año con una producción de 89 kbbl/día y una participación del 18% sobre el total del shale. Su evolución refleja el aprendizaje geológico, ya que pasó de producir 38 kbbl/día en 2020 a su nivel actual, manteniendo una dinámica de conexión de pozos que promedió 42 durante el último ejercicio.
En el segundo escalón del podio se ubica La Amarga Chica (con la asociación de YPF y Vista), que alcanzó los 72 kbbl/día y mostró una aceleración notable en su conectividad técnica, saltando de 15 pozos en 2020 a 59 en 2025, con un ritmo de producción que escaló desde los 19 kbbl/día hace seis años. El tercer puesto quedó para Bajada del Palo (100% Vista), que con 64 kbbl/día y 45 pozos conectados en el año ratifica la eficiencia de los operadores independientes en la cuenca. El salto productivo también es notorio desde los 8 kbbl/día de 2020.
La lista de los bloques estratégicos continúa con Bandurria Sur, operado por YPF en sociedad con Shell (30%) y Equinor (30%), hasta el traspaso a Vista, que llegó a los 61 kbbl/día, marcando un crecimiento exponencial desde los apenas 8 kbbl/día que registraba en 2020. Por su parte, el bloque La Calera, donde YPF se asocia con Pluspetrol, consolidó una producción de 23 kbbl/día, mientras que La Angostura Sur I, bajo operación exclusiva de YPF, se posicionó como la gran sorpresa del período al escalar vertiginosamente hasta alcanzar los 22 kbbl/día.
Al observar la producción bajo el criterio propietario, YPF reafirma su liderazgo absoluto. La compañía alcanzó los 165 kbbl/día en 2025, lo que representa un crecimiento del 34% interanual y le permite capturar el 33% del mercado de shale oil. Vista se consolidó como el segundo jugador de peso con 98 kbbl/día y una participación del 20%, logrando un salto interanual del 61%. Otros actores relevantes en este ranking fueron Chevron (12%), Shell (9%) y Pluspetrol (5%), seguidos por PAE (5%) y Equinor (4%). Un dato técnico sustancial para la industria es que, dentro del segmento shale, la ventana de “Black Oil” representó el 86% de lo producido, confirmando la calidad del crudo que tracciona los balances.
El dinamismo neuquino, que sostuvo un promedio de 33 pozos conectados de shale oil por mes y un nivel general de 29 plataformas de perforación activas, contrasta drásticamente con la realidad de las cuencas tradicionales en la Argentina. En 2025, el retroceso del convencional fue generalizado en todo el territorio. La cuenca del NOA sufrió la mayor caída con un 17,1% respecto a 2024, seguida por la cuenca Cuyana con un descenso del 9,1%. Incluso el Golfo San Jorge, la histórica columna vertebral del petróleo convencional, retrocedió un 4,2% para situarse en 183,1 kbbl/día, mientras que la cuenca Austral también mostró signos de agotamiento con una baja interanual del 1,3%.
El excedente generado por la eficiencia de Vaca Muerta permitió que la exportación de crudo se consolide como una fuente vital de divisas para la Argentina. Durante 2025, las ventas al exterior aportaron US$ 6.716 millones, con un volumen promedio de 266 kbbl/día comercializado a un precio de US$ 69 por barril. En el plano doméstico, las refinerías procesaron 540 kbbl/día, un 3,5% más que en 2024, respondiendo a una demanda interna que mostró señales positivas: las ventas de naftas subieron un 3,4% y las de gasoil un 2,5%, según el reporte de EyE.
A pesar del aumento en el volumen consumido, el contexto internacional de precios a la baja impactó en el mercado local. El crudo doméstico promedió los US$ 64 por barril, lo que representó una caída del 10% interanual. Esta tendencia se trasladó a los surtidores, donde los precios a pesos constantes registraron una disminución del 5,2% para las naftas y del 8,4% para el gasoil. En términos de moneda dura, los valores promedio se ubicaron en US$ 1,15 por litro para las naftas y US$ 1,21 por litro para el gasoil. En conclusión, la Argentina de 2025 se sostiene sobre una estructura de dos velocidades, donde la hiperproductividad de apenas seis áreas en Neuquén compensa el declive de la producción tradicional.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comienza a mostrar sus primeros efectos concretos sobre la economía real y, en particular, sobre el sector oil & gas, que se posiciona como uno de los grandes protagonistas del esquema.
Así lo señala el último análisis de coyuntura elaborado por la consultora Paspartú, dirigida por Juan José Carbajales, también director del Instituto de Gas y Petróleo de la UBA (IGPUBA)
El RIGI fue establecido a partir de la Ley de Bases 27.742, sancionada el 24 de junio de 2024 y vigente desde el 8 de julio de ese año por un plazo inicial de dos años, con la posibilidad de una prórroga de 12 meses que extendería el régimen hasta julio de 2027.
Desde su puesta en marcha, más de 30 proyectos solicitaron adherirse, de los cuales 10 ya fueron aprobados, uno fue rechazado y el resto continúa en proceso de evaluación.
Entre los proyectos aprobados se destacan los sectores de Minería y Petróleo & Gas, que concentran casi la totalidad de la inversión comprometida. En concreto, el oil & gas explica el 45,3% de la inversión en activos computables, un porcentaje prácticamente equivalente al de la minería, lo que confirma su rol central en la estrategia de atracción de capitales de gran escala.
Según el informe, las inversiones iniciales comprometidas para los primeros 24 meses ascienden a 5.639,6 millones de dólares, mientras que la inversión total en activos computables alcanza los 11.730,3 millones de dólares.
En el caso específico de minería y petróleo & gas, el monto conjunto proyectado equivale a unos 10.700 millones de dólares acumulados al año 2035.
El análisis de Paspartú introduce una aclaración clave respecto de la comunicación oficial. Mientras el Gobierno Nacional suele referirse a un volumen de inversión total superior a los 25.000 millones de dólares, el impacto directo del RIGI se concentra en las inversiones mínimas exigidas y aprobadas, que son las que efectivamente quedan alcanzadas por las obligaciones del régimen.
Estas inversiones funcionan como un umbral de ingreso, y obligan a las empresas a ejecutar al menos el 40% del compromiso en los primeros dos años, acelerando el ingreso de capital a la economía.
Este diseño genera efectos inmediatos: anticipa el ingreso de divisas, impulsa el desarrollo de proveedores y obras locales, y asegura un piso de ejecución temprana. Al mismo tiempo, advierte el informe, deja fuera a proyectos con esquemas de maduración más gradual, una característica habitual en la industria energética de largo plazo.
Desde una mirada macroeconómica, el Gobierno sostiene que el RIGI permitirá incrementar la Inversión Extranjera Directa (IED), fortalecer el empleo, mejorar la estabilidad fiscal y recuperar credibilidad financiera.
Sin embargo, el análisis de Carbajales introduce un matiz relevante. Según datos del Banco Central, en los últimos 12 meses Argentina registró un déficit de IED por 1.822 millones de dólares, explicado por la salida de multinacionales y procesos de desinversión en distintos sectores.
En ese contexto, los 10 proyectos RIGI ya aprobados representan, según el informe, una inyección cierta de fondos, especialmente concentrada en el corto plazo, y con impacto directo durante la actual administración.
Para el sector oil & gas, esto implica mayor previsibilidad, proyectos de escala y un marco que busca acelerar decisiones de inversión en áreas estratégicas como Vaca Muerta y la infraestructura asociada.
De cara al futuro, el informe advierte que el verdadero desafío será sostener el atractivo del régimen en el largo plazo, evitando presiones para modificar sus reglas y asegurando que las inversiones comprometidas se traduzcan en desarrollo productivo, empleo y exportaciones sostenidas.
El gobernador Rolando Figueroa firmó hoy un acuerdo mediante el cual Shell Argentina SA, a través del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), realizará un aporte de 250 mil dólares al plan provincial de Becas Gregorio Álvarez.
Del acto de firma participaron la ministra de Educación, Soledad Martínez; el presidente de Shell Argentina SA, Germán Burmeister; la gerenta de Relaciones Corporativas de esa firma, Verónica Staniscia; el director de Relaciones Institucionales y Administración del IAPG, Martín Kaindl y el gerente de la Seccional Comahue de esa entidad, Raúl Vila.
IAPG se comprometió a divulgar entre sus empresas socias el programa educativo neuquino y la empresa Shell Argentina SA decidió patrocinar el “Programa Educativo IAPG”, con el fin de que el Instituto pueda realizar un aporte monetario al plan de becas en el marco legal y regulatorio establecido por el gobierno provincial.
El Plan Provincial Redistribuir Oportunidades fue creado por la Ley 3418, con el objeto de promover oportunidades de permanencia, egreso y reinserción educativa en todos los niveles y en la formación técnica, profesional y capacitación laboral para neuquinos de entre 4 y 35 años.
De acuerdo con el cronograma pautado por la Coordinación de Políticas Socioeducativas y Equidad del ministerio de Educación, el lunes 9 de febrero iniciará la inscripción de aspirantes de los niveles educativos Inicial, Primario, Secundario, Terciario y Universitario, para las Becas Gregorio Álvarez. El registro estará abierto hasta el 20 de febrero y recibe solicitudes de niñas, niños y jóvenes de toda la provincia que no hayan tenido este beneficio anteriormente.
En cuanto a la reinscripción para quienes contaron con la beca en 2024/2025 y no realizaron el trámite en diciembre de 2025, desde el área informaron que se estableció un período extraordinario que va del lunes 23 al lunes 27 de febrero para que realicen o completen la solicitud. Aclararon no obstante que esta instancia es excepcional y que se realizará por única vez.
En cuanto a las solicitudes 2026, recordaron que las condiciones para acceder al beneficio incluyen ser argentino o nacionalizado, acreditar al menos los últimos 5 años de residencia en la provincia, y tener hasta 35 años. En relación con los ingresos económicos, el monto mensual del hogar debe ser igual o menor a 4,5 veces el salario mínimo, vital y móvil de noviembre de 2025; y en el caso de convivir con más de tres miembros en edad escolar, los ingresos podrán llegar hasta 6,5 veces dicho parámetro.
Vista Energy oficializó su incorporación al Instituto Vaca Muerta (IVM), una iniciativa promovida por la Fundación YPF que busca formar técnicos y profesionales especializados para acompañar la expansión sostenida de la principal cuenca no convencional del país. La decisión se alinea con la estrategia de la compañía de consolidar estándares de seguridad, eficiencia operativa y adopción tecnológica en Vaca Muerta.
Con esta adhesión, Vista Energy se suma a un espacio de trabajo conjunto que ya integran operadores de peso como TotalEnergies y Pluspetrol, ampliando el alcance del Instituto y reforzando su rol como plataforma clave para el desarrollo del talento que requiere la industria.
El IVM fue concebido para responder a una demanda estructural del sector: la necesidad de recursos humanos calificados capaces de sostener el crecimiento de la actividad no convencional bajo estándares internacionales. Su propuesta formativa pone el foco en operaciones seguras, excelencia en campo, digitalización, automatización y nuevas tecnologías, ejes centrales para mejorar la productividad y reducir riesgos en el desarrollo shale.
Directivos de ambas empresas al formalizar el ingreso de Vista al IVM.
La incorporación de Vista tiene una lectura estratégica. La compañía es uno de los operadores independientes con mayor crecimiento en la cuenca y un actor relevante en la curva de aprendizaje del shale argentino. Su participación en el Instituto no solo aporta volumen y experiencia operativa, sino también una visión enfocada en la mejora continua y la formación como activo competitivo.
Desde la industria destacan que la convergencia de distintos operadores en el IVM permite estandarizar buenas prácticas, compartir conocimiento y acelerar la preparación de los profesionales que serán pilares del sector en los próximos años. En un contexto de expansión de la producción, mayores exportaciones y proyectos de infraestructura en marcha, la capacitación aparece como un factor crítico para sostener el ritmo de crecimiento.
El fortalecimiento del Instituto Vaca Muerta consolida, además, una agenda de trabajo colaborativo entre empresas, fundaciones y el ecosistema educativo, con impacto directo en la empleabilidad y en la calidad de los recursos humanos del sector energético argentino. En esa línea, la suma de Vista Energy refuerza la apuesta por la formación como base del desarrollo y por el posicionamiento del país en el mapa energético global, con Vaca Muerta como eje central.
La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentó el DSO Brief “Acelerando la Medición Inteligente: Claves regulatorias para su despliegue en América Latina”, un estudio que analiza el estado actual de la medición inteligente en los sistemas de distribución eléctrica de la región, los distintos enfoques regulatorios y los principales desafíos para la expansión de la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI).
El documento destaca el rol estratégico de la medición inteligente como habilitador del nuevo modelo de distribución eléctrica, en un contexto marcado por la electrificación de la demanda, el crecimiento de la generación distribuida y la necesidad de operar redes más eficientes, flexibles y resilientes.
A partir de información relevada entre distribuidoras de distintos países de América Latina, el estudio describe el nivel de avance del despliegue de AMI, las estrategias de implementación adoptadas y los diferentes ritmos de adopción existentes en la región.
El análisis evidencia trayectorias heterogéneas: mientras algunos países avanzan con despliegues masivos o cuentan con metas regulatorias explícitas, otros se encuentran aún en etapas piloto o desarrollan iniciativas focalizadas.
El DSO Brief presenta experiencias y casos de países como Uruguay, Costa Rica, Colombia, Brasil, Chile, Argentina, Guatemala y Perú, e identifica los factores regulatorios, económicos y operativos que condicionan el escalamiento de la medición inteligente.
Entre ellos se destacan los esquemas de incentivos, los mecanismos de recuperación de inversiones y el grado de alineación entre políticas públicas y estrategias empresariales.
Asimismo, el estudio aborda aspectos técnicos clave del sistema AMI, como sus funcionalidades, las tecnologías de comunicación utilizadas, los desafíos de interoperabilidad y la integración con los sistemas corporativos de las distribuidoras. También analiza cuestiones vinculadas a la gobernanza de datos, la ciberseguridad y la relación con los usuarios finales.
Finalmente, el documento examina los modelos económicos y de financiamiento actualmente utilizados en la región, así como las condiciones regulatorias necesarias para viabilizar inversiones sostenibles en esta infraestructura digital.
Con este nuevo DSO Brief, ADELAT busca aportar una visión integral que permita comprender el estado de la digitalización de la distribución eléctrica en América Latina y brindar insumos concretos para el diseño de políticas públicas y estrategias empresariales que impulsen una adopción sostenible de la Infraestructura de Medición Avanzada.
