La provincia ya cuenta con el parque solar de Ingeniero Juárez, en operación, y con el proyecto en Las Lomitas, ambos desarrollados por MSU Green Energy. A estos se sumarán los seis nuevos parques de Ambiente y Energía
Formosa avanza en su posicionamiento como un polo de energías renovables a partir de una inversión privada de US$ 147 millones destinada a la construcción de seis nuevos parques solares en distintas localidades. El desarrollo, impulsado por la firma Ambiente y Energía, se apoya en una infraestructura eléctrica de alta tensión y en la articulación con el Gobierno provincial, factores que permitieron atraer capitales por un total de US$ 190 millones en el sector.
La provincia ya cuenta con el parque solar de Ingeniero Juárez, en operación, y con el proyecto en Las Lomitas, ambos desarrollados por MSU Green Energy. A estos se sumarán los seis nuevos parques de Ambiente y Energía, que aportarán una capacidad instalada de 170 MW.
Desarrollos solares
Gastón Tzarovsky, presidente y CEO de Ambiente y Energía, explicó que la decisión de invertir en Formosa respondió a un análisis integral que contempló aspectos técnicos, institucionales y sociales. “Formosa tiene una radiación solar que hace que los proyectos sean sumamente factibles. Pero, sobre todo, encontramos una infraestructura de transporte que permite inyectar esa energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de manera eficiente”, afirmó.
Fernando De Vido, presidente de REFSA (Recursos y Energía Formosa S.A.), remarcó la importancia de la infraestructura energética existente como base para el desarrollo de proyectos renovables. “Hoy se dan inversiones del sector privado vinculadas a parques solares porque existe una infraestructura eléctrica acorde. Formosa cuenta con una Estación Transformadora principal de 500/132 kV con 600 MVA de potencia instalada, 12 estaciones transformadoras distribuidas estratégicamente en el territorio y más de 557,9 km de líneas de alta tensión (132 kV). Sin esta estructura, ningún parque solar se podría instalar en nuestra provincia”, subrayó. A este sistema se suman otros 545 kilómetros de líneas de media tensión.
Fernando De Vido, presidente de REFSA
Nuevo proyecto solar
El proyecto contempla dos etapas. La primera prevé una capacidad de 80 MW con una inversión de US$ 64,5 millones, distribuida entre las localidades de Pirané (25 MW), Laguna Blanca (30 MW) e Ibarreta (25 MW). La segunda fase incorporará otros 90 MW mediante un desembolso equivalente, con desarrollos en Clorinda (50 MW), Formosa Capital (15 MW) y General Güemes (25 MW).
La localización de los proyectos responde a criterios técnicos vinculados a la red de transporte eléctrico, en particular a la línea de 132 kV que recorre la Ruta Nacional 81 hacia el oeste, lo que facilita la inyección de energía en zonas de alta demanda, especialmente durante los picos estivales.
En paralelo, la empresa prevé participar el 8 de mayo en la licitación nacional AlmaSADI, impulsada por CAMMESA, con el objetivo de incorporar sistemas de almacenamiento en baterías. Estas soluciones permitirían gestionar la energía generada, almacenándola en momentos de baja demanda y liberándola en horarios pico.
Tzarovsky destacó además el rol del Gobierno provincial en el desarrollo del proyecto. “Tuvimos acompañamiento desde el día uno. Nos reunimos con Fernando De Vido y con el ministro de Economía, Jorge Ibáñez, para evaluar la infraestructura. Esa sinergia es la que genera la confianza para desembolsar capitales de esta magnitud”, aseguró.
El análisis de la compañía también incluyó variables sociales y de largo plazo. Según indicó el ejecutivo, factores como la estabilidad social, los niveles educativos y la seguridad fueron considerados clave para inversiones con una vida útil estimada en hasta 30 años. “Al ser proyectos con una vida útil de hasta 30 años, la estabilidad del entorno social formoseño fue un factor decisivo”, sostuvo.
Impacto
En términos de impacto, se estima que el 65% de la inversión estará destinado a equipamiento, como paneles e inversores, mientras que el 35% restante corresponderá a obras civiles y montaje. Solo en el proyecto de Pirané se prevé la contratación de 280 trabajadores en los momentos de mayor actividad, con un efecto multiplicador que podría alcanzar los 500 empleos indirectos.
La empresa adelantó que el 90% de la mano de obra será local y que se implementarán programas de capacitación técnica, con el objetivo de desarrollar capacidades regionales vinculadas al mantenimiento de los parques y a nuevas instalaciones. De esta manera, la provincia busca no solo incrementar su generación eléctrica, sino también fortalecer una base productiva asociada a la transición energética.
Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural
Sebastián Sánchez Ramos asumió como gerente general de Camuzzi Energía S.A. (CESA), empresa vinculada al Grupo Camuzzi, el pasado lunes 16 de marzo.
Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural, habiendo ocupado a lo largo de su carrera diversos roles técnicos, operativos y de gestión en compañías del sector.
Trayectoria del nuevo gerente general
Entre sus principales antecedentes se destaca su desempeño en Albanesi como director ejecutivo durante más de 17 años, liderando la comercialización, el suministro y transporte de gas natural para centrales eléctricas.
Previamente, desarrolló su carrera en Metrogas, donde asumió roles vinculados con la comercialización de gas y transporte, gestionando contratos con productores, transportistas y grandes clientes.
CESA es una empresa del Grupo Camuzzi dedicada inicialmente al abastecimiento, comercialización y gestión integral de gas natural, brindando soluciones energéticas a clientes industriales, usinas eléctricas y grandes usuarios, como asi también el servicio integral de distribución de Gas Natural Comprimido (GNC), orientado a empresas que requieren disponer del fluido en instalaciones no conectadas a redes. Para ello, utiliza equipos de compresión móviles de última generación, diseñados para operar de manera flexible y segura en cualquier punto del país.
En los últimos años, y con el objetivo de acompañar las necesidades de los distintos actores de la industria, Camuzzi Energía ha desarrollado un amplio portafolio de soluciones operativas, sustentadas en el know how, la experiencia y la sólida formación técnica de su equipo de profesionales. Entre sus principales servicios se destacan:
La construcción de plantas y cañerías, y la asistencia técnica para la operación y el mantenimiento de gasoductos y plantas reguladoras de presión. Servicios de mantenimiento especializado mediante sistemas de Hot Tapping y Stopple, que permiten realizar tareas de perforación y obturación sin interrumpir el suministro de fluidos líquidos o gaseosos. Contraste y calibración de medidores, en laboratorios propios certificados por el INTI.
“Sánchez Ramos se suma así a Camuzzi Energía, una empresa robusta y con una vasta experiencia, que desarrolla sus actividades a lo largo de toda la cadena de valor y en todo el territorio nacional, con foco en la eficiencia operativa, la seguridad y el cumplimiento regulatorio, contribuyendo al desarrollo energético del país”, destacaron desde la empresa.
Las obras en el proyecto CAREM en Atucha cesaron a comienzos de 2025.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) desjerarquizará el proyecto CAREM para priorizar la inversión en otros proyectos como el reactor RA-10. El movimiento será consecuencia de los cambios que realizará en su organigrama. Mientras tanto, la pausa en el avance físico del reactor genera preocupación por la depreciación de la instalación y de los equipos, según pudo saber EconoJournal.
En concreto, la CNEA realizará cambios importantes dentro de su estructura de 12 gerencias de área. Una de ellas es la Gerencia de Área Central Argentina de Elementos Modulares (GACAREM), encargada de llevar adelante el proyecto CAREM, un reactor prototipo de 32 MW de potencia eléctrica diseñado íntegramente en el país.
Fuentes en la CNEA señalan que GACAREM será desjerarquizada y pasará a depender de otra gerencia de área. «Se estaría por hacer un cambio de estructura en la CNEA y la degradarían de estatus de gerencia de área a una gerencia simple«, explicó una de las fuentes.
La desjerarquización implica que la ejecución del presupuesto del proyecto se ralentizará. «El punto con la creación de esa gerencia de área era tener una ejecución rápida y no tener que lidiar con ciertos retrasos administrativos en la ejecución del presupuesto», añadió.
Preocupa la conservación del CAREM
Mientras tanto, la actividad en el CAREM actualmente se reduce a la conservación del edificio del reactor, la turbina, la maquinaria y el herramental vinculados al proyecto. Sin embargo, fuentes del tema señalaron que la conservación es mínima por falta de presupuestoy personal, lo que expone a las instalaciones y equipos a una depreciación más rápida.
El proyecto CAREM está emplazado dentro del complejo nuclear Atucha en Lima. El avance físico del proyecto se ubicaba en un 63% a fines de 2024. La enorme mayoría de ese avance se explica por la obra civil del reactor que se encuentra muy avanzada, por lo que la CNEA suspedió a comienzos de 2025 los trabajos de construcción para centrar el presupuesto en continuar desarrollando la ingeniería del reactor y sus componentes.
«El estado de preservación es precario. No hay condiciones para la preservación de los materiales estructurales con la situación salarial, la presupuestaria y la degradación de la unidad jerárquica», graficó otra de las fuentes.
Un ejemplo es lo que sucede dentro del edificio que alojará el reactor, que quedó parcialmente desprotegido, de manera que se inunda en días de lluvia. «Como esa parte no se tapó, se inunda y hay que entrar con una bomba de achique para sacar el agua. Se va degradando la obra civil, no hubo ni siquiera presupuesto para tapar esa parte«, añadió.
Otra fuente dijo que el personal de preservación se redujo de 30 a 7 personas durante 2025. «Hay equipos que no se pueden inspeccionar por falta de herramientas, personal técnico y presupuesto», explicó.
El futuro incierto del CAREM
La preocupación por la conservación está vinculada con la expectativa de finalizar el reactor prototipo y ponerlo en marcha en el futuro. Por el momento, los alcances del proyecto CAREM están siendo acotados y su desarrollo enfrenta importantes desafíos de ingeniería para los que no se cuenta con el presupuesto requerido. La evolución del proyecto también genera discusiones en el sector nuclear sobre la capacidad de la CNEA para conducirlo.
El CAREM prototipo de 32 MWe (originalmente de 25 MW) es un diseño de reactor en la línea de los reactores modulares pequeños (SMR). Se trata de un reactor presurizado de agua liviana (PWR), la configuración de reactor más utilizada en el mundo. Entre sus aspectos más innovadores figuran la búsqueda de integrar componentes dentro del recipiente presión y la circulación del agua por convección natural.
La Secretaria de Asuntos Nucleares (SAN) viene indicando que el proyecto prioritario vinculado a la CNEA es la finalización del reactor multipropósito RA-10, cuya puesta en marcha se espera para fines de este año.
En cuanto al CAREM, el titular de la secretaría, Federico Ramos Napoli, definió que el valor del proyecto está en el talento humano y las capacidades tecnológicas que se generaron y que pueden servir para insertar al país como proveedor de servicios y componentes al extranjero para otros diseños de reactores modulares pequeños (SMR). En esa línea se inserta un acuerdo entre CNEA e IMPSA para fabricar y exportar recipientes de presión para reactores SMR.
Sin embargo, en lo que respecta al reactor prototipo, el secretario de Asuntos Nucleares evalúa que la planificación y la gestión del proyecto no fue la mejor y que las características del reactor generan desafíos de ingeniería de compleja resolución, estos últimos documentados por la CNEA en una Revisión Crítica de Diseño realizada en 2024.
“El CAREM eligió innovar en cuatro o cinco variables críticas simultáneamente. Eso no es imprudencia de los ingenieros. Es la consecuencia de un sistema que premiaba la ambición técnica en sí misma, independientemente de si esa ambición resolvía un problema real o creaba uno nuevo. La noble búsqueda de correr la frontera tecnológica desprovista de una planificación clara, sólo se tradujo en mayores tiempos y presupuesto descontrolado para el proyecto”, reflexionó Ramos Napoli en un artículo publicado en Infobae.
Uno de los cuestionamientos centrales a la planificación pasada del proyecto es al avance de la obra civil por delante de la ingeniería final del reactor y sus componentes. «El hormigón no se deshace. Una vez que la estructura civil existe, la presión institucional para continuar se vuelve tan sólida como ella. Esa decisión de secuencia — construir lo irreversible antes de cerrar lo incierto — fue tomada con pleno conocimiento de las incertidumbres técnicas que el propio equipo del proyecto había documentado», cuestionó el secretario.
El CAREM comercial, descartado
El concepto CAREM viene de la década de 1980 pero la decisión de avanzar en su desarrollo y construcción se tomó treinta años después. La construcción del reactor prototipo comenzó en 2014, con la expectativa de validar el funcionamiento integral del concepto. El proyecto también ambicionaba con dar paso al diseño de módulos comerciales CAREM de 120 MW de potencia. El CAPEX invertido en el prototipo hasta el momento asciende a por lo menos unos US$ 750 millones según la SAN.
Sin embargo, la viabilidad comercial de un reactor más potente comenzó a ser cuestionada en los últimos años. El primer presidente de la CNEA en expresar públicamente el tema dentro del organismo fue Germán Guido Lavalle, prácticamente descartando la búsqueda de una versión comercial del CAREM. «Seamos honestos intelectualmente, no vamos a vender 50 CAREM, sabemos que no es así, que no es económicamente competitivo ese reactor«, dijo en un mensaje interno de fin de año en 2024.
De esta forma, los alcances del proyecto CAREM quedaron acotados a la finalización y puesta en marcha del reactor prototipo. La gerencia CAREM en este momento emplea a unas 200 personas con foco en seguir trabajando en la resolución de desafíos de ingeniería y desarrollo de los componentes críticos.
Sin embargo, la falta de presupuesto y la situación salarial ralentizan el avance y empujan a la fuga de talento fuera del organismo científico nuclear. «Hay una fuga de profesionales que forzó la unificación de las áreas de obra e ingeniera del proyecto. Se fue la gente de electrónica y los técnicos de la obra civil pasaron a hacer servicios a terceros», explicó una de las fuentes.
El parque solar posee una potencia instalada de 8 MW y utiliza paneles bifaciales
360Energy y Stellantis Argentina anunciaron la puesta en marcha del parque solar en el Polo Industrial Córdoba, un proyecto clave dentro de la estrategia energética que ambas compañías impulsan en el país. El parque posee una potencia instalada de 8 MW y utiliza paneles bifaciales de última generación y tecnología de tipo “trackers” o seguidores solares.
El proyecto ya se encuentra habilitado y en operación permitiendo abastecer de energía limpia y renovable a la planta de producción de automóviles de Stellantis. De esta forma, se marca un avance concreto hacia la autonomía energética del complejo industrial.
En concreto, la energía renovable generada por el parque solar Córdoba se complementa con el suministro proveniente del Complejo Solar 360Energy La Rioja bajo un contrato “Mater” celebrado entre ambas compañías, lo que permite crecer hacia el objetivo de abastecer al Polo Industrial Córdoba con energía 100% renovable.
Este desarrollo se enmarca en el plan de inversiones conjunto de US$100 millones iniciado en 2024, orientado a impulsar soluciones energéticas sostenibles y a reducir la huella de carbono de las operaciones industriales de la automotriz.
Nuevo parque solar en el Polo Industrial de Córdoba
Este desarrollo se enmarca en el plan de inversiones conjunto de US$ 100 millones iniciado en 2024
De acuerdo con la información suministrada por las empresas, el Parque Solar Córdoba presenta las siguientes características técnicas:
• Potencia pico: 8 MWp
• Estructuras de soporte: tracker PVH.
• Módulos fotovoltaicos: monocristalinos-bifaciales de 635w JA Solar.
• Inversores: tipo string, Huawei.
• Generación de energía: 16,7 GWh/año.
«Con estas iniciativas, 360Energy y Stellantis refuerzan su compromiso con la sustentabilidad y la transición energética, en línea con el objetivo global del grupo Stellantis de alcanzar la neutralidad de carbono en 2038, al tiempo que continúa consolidando al Polo Industrial Córdoba como un pilar estratégico de su operación en la región», destacaron desde las empresas.
“Es un orgullo para 360Energy poner en marcha un nuevo proyecto solar en el marco del plan conjunto con Stellantis. En este sentido es que continuamos implementando nuestro plan de crecimiento en forma ininterrumpida tanto en el segmento de abastecimiento de energía renovable solar como así también en soluciones de almacenamiento de última generación, con proyectos en Argentina y otros países de Latinoamérica», sostuvo Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy.
«Estamos convencidos que la energía solar es y será el principal vector de cambio, y nuestra misión es impulsar proyectos que reflejen el compromiso con la transformación de la matriz energética del país y la región”, señaló Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy», agregó.
El miércoles 1 de abril se realizó el montaje del techo del primer tanque de almacenamiento (TK404) de la Terminal Punta Colorada, uno de los hitos constructivos del proyecto Vaca Muerta Oil Sur.
Cada tanque tendrá 120.000 m³ de capacidad, 82 metros de diámetro y 35 metros de altura, y están diseñados con tecnología específica para operación segura en ambiente costero, se describió.
El avance de esta infraestructura es clave para acompañar el fuerte crecimiento de la producción de crudo en Vaca Muerta, en un contexto en el que —según señaló Horacio Marín— Argentina podría superar en 2026 el millón de barriles diarios. VMOS permitirá convertir ese salto productivo en exportaciones a gran escala desde la costa atlántica.
La construcción de cada tanque demanda alrededor de 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura.
Para el montaje del techo —una estructura íntegramente de aluminio, con un peso total de 57 toneladas— se utilizaron cerca de 30.000 bulones y participaron 60 trabajadores durante la maniobra de colocación, 35 de ellos especialmente entrenados para el proyecto.
El presidente de YPF, Horacio Marín, comunicó este miércoles la entrada en vigencia de un esquema de compensación –“buffer” o instrumento amortiguador— del precio de los combustibles en la Argentina frente a la escalada de la cotización internacional del petróleo como resultado de la guerra en Medio Oriente. El anuncio llega luego de que las naftas subieran cerca de 20% en marzo.
El esquema contempla la puesta en marcha de un mecanismo novedoso, articulado entre privados, sin intervención del Estado nacional a través de algún tipo de regulación.EconoJournal había anticipado el lunes que era inminente algún tipo de acuerdo durante esta semana.
Lo que se busca es que productores y refinadores —entre los que figuran YPF, Axion Energy, Raízen y Trafigura— junto con productores no integrados como Vista Energy, Chevron, Pluspetrol, Tecpetrol, CAPSA y Phoenix Global Resources, entre otros, acuerden condiciones de comercialización de crudo en el mercado interno que amortigüen el impacto de un contexto excepcional, con el barril por encima de los 100 dólares por el conflicto en Medio Oriente.
Equilibrio entre inversión y precios
A grandes rasgos, el esquema apunta a cumplir un doble objetivo.
Por un lado, evitar distorsionar la señal de precios del petróleo en el mercado interno, de modo de no afectar el desarrollo de inversiones en Vaca Muerta, que requiere que el precio local del crudo se mantenga alineado con la paridad de exportación.
Por otro, busca moderar el traslado de esa suba a los surtidores para evitar un impacto negativo en el funcionamiento sistémico de la economía -con foco en el impacto inflacionario- y en el nivel de consumo de combustibles.
Según reconoció Marín, en algunas regiones del interior ya se empezaban a detectar señales de retracción en la demanda.
Cómo funciona en la práctica el esquema de compensación
El precio de los combustibles aumentó en torno al 20% a lo largo de marzo, el mayor incremento de los últimos 15 o 20 años sin que medie una corrección cambiaria.
A diferencia de episodios anteriores —como en diciembre de 2023—, en este caso el tipo de cambio se mantuvo estable, pero el precio en surtidor se ajustó por la suba del crudo. Aun así, el aumento local quedó por debajo del registrado en mercados como Estados Unidos, Europa o Chile.
Esa decisión refleja la intención de la industria de sostener reglas de mercado —sin desacoplar demasiado los precios domésticos del crudo de los internacionales— para no afectar la llegada de nuevos inversores a Vaca Muerta, como Continental Resources, entre otros.
El corazón del esquema es un sistema de compensación entre productores y refinadores que funciona, en los hechos, como un fondo estabilizador intraindustria. El que propuso un mecanismo similar fue Juan José Aranguren durante su paso por el Ministerio de Energía, pero no lo llegó a implementar.
El precio interno del crudo se define en función de promedios móviles. Algunas compañías —como Raízen— utilizan ventanas entre el 15 de un mes y el 15 del siguiente, mientras que YPF y Puma trabajan con mes calendario.
Sobre esa base, el nuevo mecanismo permite que los refinadores paguen un precio interno más bajo que el de paridad de exportación, de modo de sostener el precio en surtidor con un margen de refinación acotado —deteriorado, pero aún viable—.
La diferencia entre ese precio efectivo y el precio internacional se acumula como un saldo a favor del productor en una cuenta corriente. Ese desfasaje no se elimina: se difiere.
Se trata, conceptualmente, de un esquema de compensación típico de contextos de crisis o excepcionalidad —como guerras—, donde los productores resignan ingresos en el corto plazo, pero conservan el derecho a recuperarlos más adelante.
La expectativa del sector es que esa brecha pueda saldarse en los próximos cuatro o cinco meses, cuando el precio del crudo vuelva a niveles más cercanos a los 80 dólares por barril.
En ese marco, durante los próximos 45 días no habrá nuevas subas en los precios de los combustibles.
El rol de YPF como garante
En este esquema, YPF juega un rol central como empresa líder del mercado, con una participación cercana al 55 por ciento.
Según dejó entrever ayer Marín en una entrevista con LN+, la compañía está hoy vendiendo combustibles por debajo del precio que resultaría de una aplicación estricta de paridad internacional, con el objetivo de evitar un impacto inmediato sobre el consumo.
Pero el esquema también prevé el movimiento inverso: si el precio internacional del crudo baja, los combustibles en la Argentina no lo harán al mismo ritmo.
En ese escenario, la baja en surtidor será más gradual, permitiendo que refinadores no integrados como Raízen o Puma puedan cancelar la deuda acumulada con los productores puros (como Pluspetrol, Vista, Capsa o CGC).
En síntesis: los precios suben menos de lo que deberían en un contexto de libre mercado pleno, pero también bajarán más lento cuando se normalice el escenario internacional.
Condición clave: estabilidad cambiaria
El funcionamiento del esquema depende de una variable crítica: el tipo de cambio.
Además del precio del crudo, el dólar es el otro factor central en la formación del precio de los combustibles. La expectativa de estabilidad cambiaria —apuntalada por la liquidación de la cosecha gruesa— genera condiciones para que este mecanismo pueda sostenerse.
En ese sentido, el esquema también funciona como una señal de la industria: frente a un escenario internacional adverso, las empresas buscan mecanismos de coordinación privada para evitar disrupciones en precios sin forzar indirectamente una intervención del Estado.
El sindicato petrolero de Santa Cruz, encabezado por Rafael Güenchenen, endureció su postura ante las compañías que operan en la provincia y afirmó que el plazo para concretar las inversiones comprometidas se ha agotado. En este contexto, no descartaron la posibilidad de convocar a un paro general si en breve no se presentan definiciones concretas.
Han transcurrido 120 días desde el inicio de las nuevas concesiones y, según el gremio, el nivel de actividad sigue siendo insuficiente. Aunque en los últimos días algunas empresas como Brez, Roch y CGC incorporaron equipos como unidades de pulling, flush by y un equipo perforador, desde el sindicato consideran que estas acciones son apenas un primer paso que debe acelerarse.
Güenchenen expresó que “con un barril a favor y retenciones cero, la falta de inversión ya no es un problema administrativo, es una decisión empresarial” y advirtió que lo realizado hasta el momento “es apenas un comienzo y no alcanza” para revertir la situación crítica.
El reclamo principal se centra en la falta de ejecución de los compromisos de inversión por más de 1.259 millones de dólares establecidos en la Licitación N° 006/2025, la demora en las 22 perforaciones anuales previstas y la reactivación de más de 4.000 pozos inactivos en distintos yacimientos de la provincia.
Ante esta situación, el sindicato permanece en estado de alerta y movilización, y advirtió que podría implementar medidas de fuerza si no se presentan cronogramas claros. “Si en los próximos días no hay definiciones claras y más equipos en operación, vamos a ir a un paro general y exigir la reversión de las concesiones”, afirmó el dirigente.
Este escenario surge luego de la salida de YPF de varias áreas, lo que provocó una caída en la actividad y generó incertidumbre laboral en el sector. Desde el gremio aseguran haber cumplido con la estabilización de los yacimientos y atribuyen las demoras actuales exclusivamente a decisiones empresariales.
Además, el sindicato sumó un reclamo relacionado con el saneamiento ambiental, destacando que la remediación de pasivos es parte fundamental del proceso productivo y puede generar empleo. Güenchenen concluyó que “el trabajador petrolero sostuvo la actividad en los peores momentos y ya cumplió su parte; ahora es el turno de las empresas”.
El Gobierno bajó cerca de un 2% el precio del biodiésel destinado para la mezcla obligatoria por ley con el gasoil, para atenuar la suba del combustible por la guerra en Medio Oriente, a través de la Resolución 81/2026 publicada este miércoles en el Boletín Oficial.
Con la actualización, el precio de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $1.808.690 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Anteriormente, el valor alcanzaba 1.842.796, lo que implica que la baja dispuesta es del 1,85%. La decisión gubernamental busca morigerar el impacto de la suba del petróleo, que acumula un alza del 50% desde que Estados Unidos e Israel atacaron Irán.
La disparada del precio internacional del crudo se trasladó directamente a los surtidores en las últimas semanas, lo que generó reclamos de distintos sectores por la suba de los costos que enfrentan para desarrollar sus actividades.
En este sentido, las empresas de colectivos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) anunciaron en las últimas horas la reducción de las frecuencias ante el incremento del gasoil y la ausencia de reconocimiento de ese costo.
La normativa de la Secretaría de Energía determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Al mismo tiempo, aclaró que el nuevo precio fijado “es el valor al cual deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno” y explicó que la baja en el valor se da a partir de que “las actuales condiciones del mercado de biodiesel ameritan la determinación de un nuevo precio”.
En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para “determinar la metodología de cálculo de los precios a los cuales deberán llevarse a cabo la adquisición de biocombustibles para el cumplimiento de su mezcla obligatoria con los combustibles fósiles, la cual deberá garantizar una rentabilidad determinada, considerando los costos de elaboración, transporte y el precio para el producto puesto en su planta de producción”.
En el caso del bioetanol, tanto el elaborado a base de caña de azúcar como el elaborado a base de maíz, destinado a su mezcla obligatoria con la nafta, aún no se publicaron nuevos valores para el cuarto mes del año, por lo que todavía rigen los precios fijados en enero.
En el primer mes de 2026, se fijó el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar en $1.000,868. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, el valor está en $917,323.
Los precios de los biocombustibles son parte de los costos que se reflejan en los surtidores, por lo que cada variación en los mismos puede implicar una modificación de los valores de la venta de nafta y gasoil al público. En esta oportunidad, el precio del gasoil se vería menos presionado en el corto plazo aunque es difícil que baje en medio del alza de los precios energéticos por la guerra en Medio Oriente.
El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que la compañía pondrá un límite a los aumentos de los combustibles y que el surtidor no reaccionará directamente a las variaciones del barril Brent, en un contexto de incertidumbre por el conflicto en Medio Oriente.
“Decidimos crear un buffer para que el consumo no baje”, sostuvo esta noche en el canal de noticias LN+. Además, señaló que la medida “va a mantener los precios estables durante 45 días”. “Espero que la guerra termine antes y se estabilice antes el precio”, agregó.
El valor de los combustibles se compone de cuatro factores: el precio del barril Brent, el tipo de cambio, el costo de los biocombustibles y la carga impositiva. En ese marco, el titular de la petrolera explicó que el precio al consumidor no seguirá, por el momento, las fluctuaciones del Brent, que se mantiene volátil por la guerra. “Durante este período, desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de las nuevas variaciones del Brent”, indicó. “No hay ni precios fijos ni subsidios, ni congelamiento”, aclaró.
En la entrevista, Marín profundizó: “En los últimos días vimos que la demanda empezó a ser elástica, lo que quiere decir que con aumentos de precios cae el consumo. En la Ciudad y otras importantes sigue siendo inelástico, pero nosotros llegamos a toda la Argentina, y se ve baja de consumo. Tenemos que crear un buffer para que no baje y, así, poder pasar este pedido transitorio de la guerra”.
La arquitectura de la ley se divide en siete capítulos diseñados para tener autonomía operativa, lo que facilitaría su tratamiento legislativo.
La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) elaboró una proyecto de Ley de Transición Energética que busca establecer las bases para la descarbonización de la matriz energética en la Argentina. La iniciativa no es planteada solo como una meta ambiental, sino como una oportunidad de desarrollo económico, que permitiría aprovechar el financiamiento internacional disponible para reducir costos sistémicos millonarios y liberar excedentes de hidrocarburos para la exportación.
La propuesta legislativa integral surge de un proceso de debate que involucró a los principales actores del sector privado, incluyendo a la Unión Industrial Argentina (UIA), instituciones del agro, universidades y organismos técnicos como AGUEERA, ATEERA y Cammesa. El objetivo es dotar al país de un marco regulatorio previsible que permita captar el flujo de capitales globales destinados a la mitigación del cambio climático.
Marcelo Álvarez, presidente de CADER y principal impulsor de la iniciativa, explicó que el enfoque de la norma rompe con la visión tradicional de las metas ambientales como un costo. «Estamos trabajando en un proyecto de Ley de Transición Energética que entusiasma y que se presentará en breve a la clase política. Un marco lo suficientemente ambicioso y flexible para incorporar aquellos recursos, vectores y tecnologías que hoy no se conocen», anunció el directivo en diálogo con EconoJournal.
En los fundamentos de la iniciatia se plantea que la transición energética actuará como un «game changer» que redefinirá la economía mediante impactos directos en sectores como la energía, la minería estratégica y el hidrógeno verde. Sin embargo, su alcance será también indirecto y obligatorio para toda la industria, que deberá internalizar su huella de carbono en la producción y el transporte. En este nuevo escenario, se penalizarán los modelos productivos no sustentables y se premiará a quienes adaptes sus procesos a las exigencias de la descarbonización.
Descarbonización y oportunidad de negocios
Para el sector, el eje central es la competitividad: «Es un proyecto de ley que muestra una oportunidad de negocios. No se parte de una restricción climática, sino de cómo aprovechar el financiamiento verde internacional para la descarbonización», explicó Alvarez. El sustento técnico de la propuesta se apoya en estudios comparativos, como los presentados por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), que contrastan el escenario inercial (Business As Usual – BAU) con alternativas de descarbonización.
Marcelo Alvarez, presidente de Cader.
El escenario BAU para la Argentina proyecta un costo de US$261.000 millones a 2050, con emisiones que duplicarían los niveles de 2019. En contrapartida, un modelo basado intensivamente en el gas natural generaría un ahorro de US$14.000 millones, pero apenas reduciría un 6% las emisiones. Por su parte, la opción centrada en las renovables propone un ahorro sistémico de US$31.000 millones y una mitigación de emisiones del 59% respecto al tendencial.
En términos de empleo, el diferencial es significativo para el mercado laboral local. Mientras que la opción del gas natural generaría unos 13.000 puestos hacia 2030 sin crecimiento posterior, el escenario de renovables es sensiblemente más dinámico. Al respecto, Álvarez detalló: «El escenario de renovables genera 139.000 puestos de trabajo sin cadena de valor local; 145.000 con cadena de valor local parcial». Estas cifras subrayan la capacidad de la transición para actuar como un motor de reactivación industrial, especialmente si se fomentan incentivos para la fabricación nacional de componentes.
El contenido del proyecto
La arquitectura de la ley se divide en siete capítulos diseñados para tener autonomía operativa, lo que facilitaría su tratamiento legislativo. Los apartados cubren áreas críticas como el hidrógeno verde, el uso eficiente de la energía, la continuidad de la Ley 27.191 para renovables, el tratamiento del oil & gas residual, la infraestructura de redes y el financiamiento.
«Tiene siete capítulos este proyecto de ley que son eventualmente capítulos independientes. El único que es transversal es el de financiamiento; todos los demás podrían ser leyes per sé», explicó el referente de CADER, remarcando la flexibilidad del esquema propuesto y que se espera tengs etado parlamentario y aprobación este año.
Uno de los puntos más disruptivos de la iniciativa es su autonomía respecto a los recursos del Tesoro Nacional. En un contexto de restricción fiscal en la Argentina, el sector privado asegura que la clave reside en la seguridad jurídica y no en los subsidios directos.
«La buena noticia es que no necesitamos nada; necesitamos marco regulatorio y hoja de ruta. El financiamiento lo conseguimos desde el exterior; no necesitamos que el tesoro ponga un centavo», afirmó Álvarez. Esto posiciona a la ley como una herramienta de atracción de divisas genuinas sin comprometer las cuentas públicas.
El proyecto también aborda la coexistencia con los recursos fósiles existentes, ineludible en un país que cuenta con los recursos de Vaca Muerta, proponiendo una transición inteligente que maximice los ingresos por exportaciones. La lógica planteada es descarbonizar el consumo interno mediante fuentes limpias de bajo costo para liberar el saldo exportable de hidrocarburos.
«La Argentina puede, entrando ahora con las renovables más baratas, usar el financiamiento internacional para descarbonizar su matriz y exportar todos los excedentes que tiene de fósiles», señaló el directivo, visualizando un modelo de país que combine una «matriz interna muy limpia, muy barata y que genera empleo, y una exportación de fósiles combinados con hidrógeno».
El proyecto permite la incoporación de tecnologías aún no desarrolladas.
La visión de largo plazo de CADER otorga al hidrógeno verde un rol protagónico como vector energético y facilitador de nuevos mercados de exportación. El proyecto contempla que este recurso demande carbono para la producción de combustibles sintéticos, lo que podría consolidar un nuevo perfil comercial para la Argentina en la próxima década. Esta integración tecnológica permitiría insertarse en las cadenas globales de valor que hoy demandan productos con baja huella de carbono, desde minerales críticos hasta insumos industriales.
En el aspecto institucional, la ley propone la creación de un Instituto Autárquico para el desarrollo del sector energético. Este ente sería el encargado de actuar como autoridad de aplicación y de ajustar las metas legislativas en función de la evolución de las tecnologías y los costos internacionales. La propuesta busca así evitar la obsolescencia de la normativa y garantizar que la transición energética sea un proceso dinámico supervisado por un organismo con capacidad técnica y autonomía política.
Instrumentos de incentivo fiscal
Para fomentar la inversión en infraestructura de gran escala, como gasoductos, líneas de transmisión y plantas de licuefacción, el texto incluye incentivos específicos. Se mencionan herramientas como la amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias, la devolución anticipada de IVA y la estabilidad fiscal por plazos prolongados.
Estas medidas apuntan a reducir el riesgo país percibido por los inversores y compensar las asimetrías de financiamiento que enfrenta la industria local frente a competidores regionales. Por su contenido tienen un perfil similar al vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que impulsó la actual gestión de gobierno y que permitió hasta el momento recibir propuestas de proyectos por unos US$70.000 millones de inversión, en particular en sectores de la energía, la minería e infraestructura.
La cuestión cambiaria no queda fuera del análisis transversal del capítulo de financiamiento. El proyecto sugiere mecanismos de libre disponibilidad de divisas para el repago de deudas contraídas en el exterior y para la repatriación de dividendos, condiciones consideradas esenciales para cualquier proyecto de capital intensivo. La meta es que el marco regulatorio actúe como un garante de la estabilidad macroeconómica, permitiendo que la balanza comercial energética sea superavitaria y ayude a financiar la propia transición.
Respecto al contexto político para el tratamiento de la norma, CADER considera que el año 2026 ofrece una ventana de oportunidad única debido a la ausencia de elecciones nacionales. «Esperamos que tome estado parlamentario y se apruebe eventualmente este año. Es un año ideal porque no hay elecciones; es un año donde se puede escuchar más», sostuvo Álvarez. La estrategia consiste en tener los consensos técnicos cerrados y los proyectos listos para cuando la agenda legislativa permita su abordaje formal.
La iniciativa busca fortalecer el perfil del emprendimiento para acceder a financiamiento internacional
Con el objetivo de fortalecer el perfil del proyecto de cobre Taca Taca, en Salta, potenciando el acceso al financiamiento internacional y el alineamiento con prácticas minerales responsables, la Corporación Financiera Internacional (IFC) y First Quantum Minerals Ltd. firmaron un acuerdo que enmarca al proyecto bajo los Estándares de Desempeño en Sostenibilidad Ambiental y Social del organismo multilateral.
El proyecto Taca Taca es considerado uno de los yacimientos de cobre sin explotar más grandes del mundo y una pieza relevante dentro del incipiente sector cuprífero argentino. La proyección de Taca Taca se inscribe en el contexto de transición energética, donde los minerales críticos son altamente demandados. De allí, el potencial de la iniciativa como motor de diversificación exportador y desarrollo de infraestructura en el país.
Según datos difundidos por las compañías, el desarrollo inicial de Taca Taca contempla una inversión estimada en US$ 4.200 millones para una planta con capacidad de procesamiento de 40 millones de toneladas anuales, con posibilidad de expansión.
En ese escenario, se proyecta una producción de aproximadamente 291.000 toneladas de cobre por año durante la primera década de operación, dentro de una vida útil estimada de 35 años.
Además del impacto en la producción, el proyecto prevé generar empleo y dinamizar economías regionales. Durante la etapa de construcción, se estima un pico de hasta 4.000 puestos de trabajo, mientras que en fase operativa se mantendrían alrededor de 2.000 empleos directos e indirectos, junto con el desarrollo de capacidades técnicas e infraestructura asociada.
El impacto de la alianza de IFC y First Quantum
Desde IFC señalaron que la alianza apunta a garantizar que grandes inversiones en recursos naturales se alineen con estándares internacionales, al tiempo que contribuyan al desarrollo de cadenas de valor locales. En esa línea, destacaron que el acuerdo también busca enviar una señal al mercado sobre el potencial de la minería sostenible para atraer inversión extranjera y mejorar la competitividad exportadora.
Por su parte, desde First Quantum consideraron que la participación de IFC respalda tanto las condiciones del proyecto como el posicionamiento de la Argentina como jurisdicción emergente en minería, en un momento en el que se busca captar la inversión extranjera de largo plazo a partir de diversas reformas.
A nivel global, la Argentina cuenta con la cuarta mayor reserva de cobre y la tercera de litio, dos minerales clave para la electrificación y las nuevas cadenas de suministro energéticas. En ese marco, el desarrollo de proyectos como Taca Taca aparece como un eje estratégico para consolidar la inserción del país en la transición energética.
Vista Energy, la compañía liderada por Miguel Galuccio, informó que completó el proceso de fijación de precio para la emisión de obligaciones negociables por un monto total de US$ 500 millones en el mercado internacional. Los títulos devengarán una tasa de interés del 7,875% anual y tendrán vencimiento en 2038.
De ese modo, en línea con lo presentado en su último Investor Day, Vista apunta a consolidar su protagonismo en Vaca Muerta y proyecta conectar entre 80 y 90 pozos anuales en el período 2026-2028, con un nivel de inversión estimado de entre US$ 1.500 y US$ 1.600 millones por año.
La emisión de ON’s
Las obligaciones negociables estarán regidas por la legislación del estado de Nueva York, en Estados Unidos, y se espera que la operación cierre el próximo 8 de abril. La emisión presenta una vida promedio ponderada de aproximadamente 11 años, con amortizaciones de capital previstas en el décimo, undécimo y duodécimo aniversario.
La colocación se realizó bajo el formato de oferta privada dirigida a inversores institucionales calificados y se inscribe dentro del programa global de emisión de deuda deVista Energy, autorizado por la Comisión Nacional de Valores (CNV) por hasta US$ 4.000 millones, según informó Vista al mercado.
En la actualidad, Vista Energy es el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y uno de los mayores exportadores de crudo del país. En ese contexto, la compañía viene ejecutando un plan de expansión enfocado en el desarrollo de activos no convencionales.
Vista afianza su plan de crecimiento en Vaca Muerta
De acuerdo con lo presentado en su último Investor Day, y en términos de producción, Vista prevé alcanzar los 180.000 barrilesequivalentes de petróleo por día (boe/d) hacia 2028 y superar los 200.000 boe/d hacia 2030, consolidando su posicionamiento dentro del segmento shale en la Argentina.
“La emisión de deuda se alinea con estos objetivos de crecimiento y busca fortalecer la estructura financiera de la compañía para sostener el ritmo de inversiones en los próximos años”, aseguraron desde la compañía.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció una medida por parte de la petrolera de mayoría accionaria estatal, que procura estabilizar los precios de sus combusibles líquidos en el mercado interno durante los próximos 45 días, desacoplándolos de la muy fuerte alza de la cotización del petróleo (y del gas) a nivel internacional como consecuencia de los bombardeos ejecutados por Estados Unidos e Israel sobre Irán, y sus consecuencias en todo el Golfo Pérsico.
Marín, que había arriesgado que los precios locales no sufrirían “cimbronazos”, vió en las últimas semanas cómo el precio del crudo Brent llegó a tocar los U$S 119 el barril, para ubicarse por estos días en torno a los U$S 105, contra valores previos al conflicto en torno a los U$S 70 el barril. El Precio del GNL, en tanto, casi se triplicó en el mismo lapso, rondando los U$S 20 el MBTU.
A través de su cuenta en X, Marín describió en la tarde del miércoles (1/4) que “hemos decidido realizar un buffer de precios de combustibles por hasta 45 días, comenzando a partir del día de hoy. Esto nos permitirá mantener aproximadamente estables los precios en el surtidor”.
“Durante este periodo, desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de las nuevas variaciones del Brent”, añadió.
Y señaló que “Desde el comienzo de esta guerra en Medio Oriente, no buscamos especular con la alta volatilidad del precio internacional del petróleo, siendo nuestro objetivo generar valor en el largo plazo para nuestra compañía”. YPF detenta cerca del 60 % de participación en el mercado local de los combustibles.
La decisión se relaciona con la intención del ministerio de Economía de la Nación de procurar una contención de los efectos inflacionarios de las subas constantes registradas en las estaciones de servicio de todas las marcas operadoras en el mercado doméstico. Y también en el de las ventas a granel, sobre todo de gasoil.
Los precios de los combustibles inciden en los costos del transporte, de la generación de energía térmica, y de la manufactura industrial, ya muy afectada por otros factores como las importaciones, y la merma de la demanda interna.
Marín puntualizó que “Mediante este acuerdo buscamos renovar el compromiso honesto y moral con nuestros consumidores cuidando la demanda en un contexto de incertidumbre global”.
El directivo principal de YPF insistió en señalar que “Operamos en una economía de libre mercado: las empresas observamos la oferta y la demanda y definimos las mejores estrategias comerciales para acompañar a nuestros clientes”.
Esta semana la Secretaría de Energía, dependiente de Economía, activó la posibilidad (a criterio de las petroleras) de incrementar las proporciones de mezcla de las naftas y gasoils con los biocombustibles. Hasta el 15 % para el bioetanol en naftas (actualmente es de 12 por ciento), y hasta el 20 % para el biodiesel (actualmente es de 7,5% por litro).
Al respecto, Energía oficializó la Resolución 81/2026 mediante la cuál fijó en $ 1.808.690 por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El nuevo precio resulta menor en el 1,85 % al fijado en febrero a través de la resolución 24/2026, que había sido de $ 1.842.796 para las operaciones desde ése mes, y hasta la R-81 dictada ahora.
Energía procura que el menor precio del biodiesel para su mezcla con gasoil incida a la baja, o al menos frene las subas del precio al consumidor final, en estaciones de servicio, y en las ventas a granel.
Esto, el contexto de las fuertes subas que registra el precio internacional del crudo por los bombardeos sobre Irán, situación que expande el conflicto en otros países del Golfo Pérsico.
Un “buffer de precios” entonces es una medida de estabilización aplicada por empresas, Tal como es ahora el caso de YPF, para absorber la volatilidad de los costos internacionales. Ocurre en momentos en que el litro de Nafta Súper de YPF tocó los $ 2.000 en estaciones de servicio ubicadas en CABA. Otras marcas superaron dicho precio de referencia.
La puesta a punto del evento líder del sector de los hidrocarburos en la región continúa su marcha. Tras una edición récord en 2025 en Buenos Aires, este año la exposición regresa a la Patagonia y apunta a superar todas las expectativas. Del 19 al 22 de octubre en Espacio DUAM de Neuquén, Argentina, los principales actores de la industria energética se reunirán para debatir en conjunto el presente y futuro de la actividad.
Más de 400 marcas expositoras presentarán sus productos y soluciones en una superficie de 17.000 m2. Se trata de un crecimiento que se traduce en una mayor cantidad de empresas, nuevos auditorios y una oferta renovada de actividades. También en un aumento en la demanda de vuelos y hoteles, por lo que se recomienda a los asistentes reservar pasaje y estadía con anticipación.
En 2024 más de 17.000 empresarios, profesionales y especialistas recorrieron los pasillos del evento, donde accedieron a las novedades de 335 empresas. La edición 2026 ya posee el 100% de sus espacios comercializadosy la cantidad de compañías confirmadas creció ampliamente. Al mismo tiempo, se espera superar el número total de visitantes, por lo que el encuentro contará con cuatro auditorios, la Plaza de Máquinas duplicará su superficie y se desplegarán seis carpas donde los expositores exhibirán su catálogo.
El crecimiento de la AOG Patagonia 2026 da cuenta de la importancia estratégica del sector energético en la región. En este sentido, el Presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón expresó: “Hoy más que nunca, nuestra actividad adquiere un rol protagónico en la economía latinoamericana y mundial. Encontrarnos y discutir el rumbo a seguir es fundamental para transformar a nuestros países en potencias energéticas”.
Actividades como el Encuentro con los CEOS, la décima edición de Jóvenes Oil & Gas (JOG), la 4° Jornada de Seguridad de Procesos en la industria de Oil&Gas y un amplio cronograma de conferencias con temáticas como innovación, sustentabilidad e inclusión social expresan la madurez de una industria que asume su papel como uno de los sectores más dinámicos e influyentes a nivel global.
Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, la Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 constituye el evento más importante de la industria hidrocarburífera de América Latina.
La Plata, marzo de 2026 – AXION energy inauguró una nueva estación de servicio en la ciudad de La Plata, ubicada en Diagonal 77 N° 673, frente a Plaza Italia. Se trata de la única estación de la red en esta zona estratégica del centro urbano, lo que refuerza la presencia de la compañía en la ciudad y amplía su propuesta con una oferta integral que combina combustibles, servicios y una destacada experiencia gastronómica.
La apertura no solo fortalece la red de estaciones de la compañía, sino que también contribuye al desarrollo local mediante la generación de nuevos puestos de trabajo, reafirmando su compromiso con el crecimiento de las comunidades argentinas.
Desarrollada sobre un predio de 1200 m2, la estación se distingue por su ubicación privilegiada con vista a Plaza Italia, recientemente renovada, y por ofrecer un entorno moderno, accesible y seguro para quienes transitan la zona a diario. En línea con este enfoque, cuenta con estacionamiento exclusivo para clientes de la tienda, lo que facilita una experiencia ágil y cómoda en pleno centro de la ciudad.
La estación brinda servicio las 24 horas e incorpora los más altos estándares operativos y tecnológicos de AXION energy. Además, se encuentra alineada con los principales programas de la compañía, como ON, su plataforma de descuentos y beneficios, junto con los productos exclusivos de Spot!, la tienda de AXION energy.
“En cada nueva apertura buscamos ofrecer una experiencia cercana, con productos que representan lo mejor de nuestra identidad. Esta estación en La Plata refleja nuestro compromiso de seguir innovando con una propuesta de calidad y adaptada a las necesidades de cada comunidad”, afirmó Guillermo Abraham, gerente ejecutivo B2C de AXION energy.
Como parte de su propuesta, el espacio integra la Parada Sanguchera, cuya carta se ha consolidado como una de las favoritas en más de 100 puntos del país. Allí, los visitantes pueden encontrar siete variedades de sánguches ruteros (mortadela, bondiola, salame, cantimpalo, jamón y queso, vegetariano y El Prensado), junto con otras opciones como La Empanada (en tres sabores), La Pizza Porteña (en sus versiones muzzarella y fugazzeta) y hamburguesas como La Burger y La Doble. A esta oferta se suma su más reciente lanzamiento: la Panadería de la Parada Sanguchera, desarrollada en colaboración con La Mantequería.
“Esta apertura representa un paso más en nuestro compromiso con el desarrollo de la red de estaciones de servicio de AXION energy y con el crecimiento de la comunidad local. Apostamos a seguir generando espacios que aporten valor a los clientes y acompañen la evolución de la ciudad”, sostuvo Mauro Mattioda, operador de la estación de AXION energy de Plata Italia, La Plata.
La estación también suma servicios complementarios como delivery a través de PedidosYa y una oferta de productos que incluye merchandising exclusivo del equipo AXION energy Sport.
De esta manera, AXION energy continúa expandiendo su red en el país con un enfoque centrado en la innovación, la cercanía y la mejora constante de la experiencia del cliente.
Del 8 al 12 de abril, más de 6000 corredores participarán del Festival de Trail más grande de América.
Del 8 al 12 de abril se celebra la 16° edición de Patagonia Run en San Martín de los Andes, provincia de Neuquén, consolidada como una de las carreras de montaña más importantes del mundo. Desde su inicio en 2010, marcó un antes y un después en el desarrollo del trail y ultra trail multi distancia en Argentina.
Una experiencia que combina desafío, naturaleza y espíritu deportivo. Con la Cordillera de los Andes como escenario y el alma puesta en cada sendero, más de 6000 corredores de Argentina y del mundo participan durante cinco días del festival de trail running más grande de América.
La edición 2026 contará con diferentes distancias que van desde los 10K, 21K, 42K, 70K, 110K y las emblemáticas 100 millas, convocando tanto a corredores amateurs, como a atletas de alto rendimiento.
Los recorridos atraviesan senderos de montaña, bosques y filos con vistas privilegiadas al Volcán Lanín y la cuenca lacustre del Parque Nacional. Al igual que en 2025, los 42k serán clasificatorios para la mítica Sierre-Zinal, en los Alpes Suizos.
Los ganadores de esta instancia; femenino y masculino, serán invitados a una experiencia de confraternización junto a atletas de primer nivel mundial. Todas las largadas serán desde el Regimiento de Caballería Exploración de Montaña 4 y todas las llegadas serán en la plaza central de San Martín de los Andes, logrando así la integración de la carrera con la comunidad local.
Además de la competencia, la organización de Patagonia Run propone una experiencia integral para corredores y visitantes con la Expo Ultra Trail; charlas técnicas, encuentros con atletas y actividades abiertas al público. En este marco, se inaugurará el “Salón de la Fama”, donde se reconocerá por primera vez la trayectoria de 9 atletas históricos de la competencia: Sergio Trecaman, Maximiliano López, Gustavo Reyes, Sergio Pereyra, Sofía Cantilo, Adriana Vargas, Tania Díaz, Verónica Ramirez y Roxana Flores.
En esta edición, la organización también rendirá homenaje al Parque Nacional Lanín, destacando su rol fundamental en la preservación del entorno natural donde se desarrolla la carrera y reforzando el compromiso del evento con la sustentabilidad y el cuidado del medio ambiente.
Una vez más, TotalEnergies, la compañía multienergías líder a nivel mundial, reafirma su papel como patrocinador principal de la competencia. Este apoyo consolida su compromiso con el deporte y evidencia de más de 45 años de respaldo constante a las comunidades de la Patagonia. “Nos llena de orgullo acompañar eventos de esta envergadura en Neuquén, que nos motivan a desafiar nuestros límites y a potenciar nuestras capacidades”, afirmó Sergio Mengoni, Country Chair de TotalEnergies y Director General de Total Austral.
A lo largo de sus más de 15 años de historia, Patagonia Run atrajo a corredores de distintos países y posicionó a San Martín de los Andes como uno de los destinos más destacados del mundo para la práctica del trail running. Una vez más, Patagonia Run invita a vivir la montaña, el desafío y la emoción de correr en uno de los paisajes naturales más extraordinarios del planeta.
Nuevamente tendremos las mejores transmisiones y relatos en vivo para seguir la carrera minuto a minuto a través del Streaming que se realizará en la semana de comienzo de la carrera: www.youtube.com/@PatagoniaRunTV
En un contexto donde la seguridad en el hogar y el uso responsable de la energía ocupan un lugar cada vez más relevante, la empresa MetroGAS lanzó una nueva edición de su programa educativo “Hogar Cálido Hogar”, dirigido a escuelas primarias.
La iniciativa está destinada a alumnos de 5°, 6° y 7° grado y propone llevar al aula contenidos concretos sobre el uso seguro del gas natural, con el objetivo de que los estudiantes incorporen hábitos que luego puedan trasladar a sus hogares.
“A través del trabajo conjunto con las escuelas, el programa nos permite fortalecer el vínculo con la comunidad y promover prácticas más seguras en los hogares”, explica Hernán Chiesa, Gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS.
Mediante una dinámica participativa, el programa aborda temas clave como la prevención de accidentes, la importancia de contar con instalaciones seguras y el cuidado de la salud frente a riesgos como el monóxido de carbono.
El recorrido pedagógico se estructura en tres ejes: el uso responsable del gas como recurso no renovable, la relevancia de recurrir a gasistas matriculados y la identificación de situaciones de riesgo dentro del hogar. La propuesta no solo apunta a la formación de los alumnos, sino también a fortalecer el vínculo entre la escuela y la comunidad.
En su última edición, el programa alcanzó a más de 1.600 estudiantes y 48 docentes de 21 instituciones educativas, y se consolidó como una herramienta de impacto en el territorio donde opera la empresa.
Como instancia de cierre, las escuelas participantes desarrollan un proyecto grupal que puede ser un contenido audiovisual, una maqueta o un diseño gráfico que refleja los aprendizajes incorporados durante la cursada.
“Los conocimientos adquiridos en el aula tienen un efecto multiplicador, porque llegan a las familias y promueven prácticas más seguras en la vida cotidiana”, agregó Chiesa.
En su 25° aniversario, la compañía consolida una nueva etapa de expansión con inversiones estratégicas, mayor capacidad industrial y un rol central en la cadena de valor del gas natural y los líquidos asociados de Vaca Muerta.
Compañía Mega celebra 25 años de trayectoria reafirmando su compromiso con el desarrollo energético de la Argentina. El aniversario encuentra a la empresa en pleno proceso de crecimiento, con obras en ejecución, mayor capacidad operativa y un ambicioso plan de inversiones orientado a acompañar la expansión de Vaca Muerta, fortalecer tanto las exportaciones como el abastecimiento del mercado interno.
Desde su puesta en marcha en abril de 2001, MEGA ocupa un lugar estratégico dentro del sistema energético nacional. Con presencia industrial en la Cuenca Neuquina y en Bahía Blanca, la compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional, y consolidarse como uno de los principales actores del segmento midstream en el país.
El nuevo ciclo de expansión que atraviesa la empresa se apoya en inversiones de escala. En Bahía Blanca avanza la ampliación de la Planta Fraccionadora, donde el Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) permitirá incrementar en un 50% la capacidad operativa. En paralelo, la compañía presentó un proyecto de inversión de USD 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que forma parte de un plan integral de expansión 2023–2028 por un total de USD 650 millones. El objetivo es ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.
Ese crecimiento se sustenta en una infraestructura que hoy resulta clave para el funcionamiento del sistema energético argentino. MEGA procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un esquema industrial integrado que incluye una Planta Separadora en Loma La Lata (Neuquén), una Planta Fraccionadora en Bahía Blanca y un poliducto de 600 kilómetros que conecta ambas instalaciones atravesando cuatro provincias. A lo largo de estos 25 años, la compañía desarrolló esta capacidad con estándares sostenidos de confiabilidad operativa, seguridad, innovación y excelencia operacional.
En términos de mercado, MEGA es el principal exportador argentino de GLP (propano y butano) y de gasolina natural, y además el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local. De acuerdo con las proyecciones de esta nueva etapa, cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a exportaciones —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% restante se orientará al mercado interno, con foco en el suministro de etano.
A 25 años de su inicio, la historia de Compañía Mega es la de un crecimiento sostenido y una visión de largo plazo. No sólo por la escala industrial alcanzada, sino por su capacidad de seguir ampliándose al ritmo de una matriz energética en transformación. En un contexto en el que la infraestructura es una condición indispensable para convertir recursos en desarrollo, MEGA reafirma su rol como protagonista en la generación de valor, divisas y competitividad para la Argentina.
La Secretaría de Energía oficializó la Resolución 81/2026 mediante la cuál fijó en PESOS UN MILLÓN OCHOCIENTOS OCHO MIL SEISCIENTOS NOVENTA ($ 1.808.690) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El nuevo precio resulta menor en el 1,85 % al fijado en febrero a través de la resolución 24/2026, que había sido de $ 1.842.796 para las operaciones desde ése mes, y hasta la R-81 dictada ahora.
Energía procura que el menor precio del biodiesel para su mezcla con gasoil incida a la baja, o al menos frene las subas del precio del diesel al consumidor final, en estaciones de servicio, o en las ventas a granel. De hecho está habilitada para las refinadoras-comercializadoras la posibilidad de aumentar la proporción de mezcla con bioetanol del actual 7,5 % hasta el 20 por ciento.
Esto, el contexto de las fuertes subas que registra el precio internacional del crudo por los bombardeos de EE.UU e Israel sobre Irán, situación que expande el conflicto en otros países del Golfo Pérsico.
La R-81 puntualiza que el plazo de pago del biodiesel (por parte de las petroleras) no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
En las últimas semanas los combustibles subieron en torno al 20% por la escalada del precio del petróleo por la Guerra en Medio Oriente.
El gobierno volvió a postergar en abril la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) que se aplica a la venta naftas y gasoil en las estaciones de servicio. Lo hizo a través del decreto 217 publicado este miércoles en el Boletín Oficial. Según cálculos de la consultora Economía y Energía, por el diferimiento en un mes del gravamen a la nafta y el gasoil, el Tesoro deja de recaudar alrededor de US$ 150 millones.
Los impuestos a los combustibles están determinados por la ley 23.966. Es un tributo que se actualiza trimestralmente los meses de enero, abril, julio y octubre en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC, considerando las variaciones acumuladas de ese indicador desde enero de 2018. La misma consultora estimó que por la actualización parcial del gravamen en 2025 el Tesoro dejó de recaudar cerca de US$ 2.500 millones.
Con la postergación de abril, el valor del impuesto en las naftas tiene un atraso que la normativa establecía para el período entre septiembre – noviembre de 2024. En gasoil el atraso es menor y en la actualidad se tienen los valores que la norma preveía entre marzo y mayo de 2025.
“En los últimos meses el gobierno venía aumentando alrededor de a 15 pesos el ICL y el IDC. Todavía hay pendiente una actualización de 187 pesos en las naftas y de 82 pesos en el gasoil”, describió a EconoJournal una fuente del sector privado del segmento de comercialización de combustibles.
Decreto para congelar la suba de impuestos
El decreto, que lleva las firmas del presidente Javier Milei, el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el titular del Palacio de Hacienda, Luis Caputo, apunta a reducir la presión inflacionaria, ya que las compañías de refinación de combustibles trasladan automáticamente a surtidor cada actualización impositiva.
En rigor, el gobierno quiere evitar una mayor suba del precio de los combustibles, que en las últimas semanas vienen incrementándose cerca de 20% por la escalada del precio del petróleo provocada por la guerra en Medio Oriente, que se mantiene por encima de los 100 dólares por cada barril de crudo Brent.
El gobierno tomó la medida en una semana clave ya que productores y refinadoras deberán negociar el impacto en surtidor del precio del combustible en el mercado local, tal como publicó EconoJournal. Si bien la Ley de Bases establece que el valor debería ser de paridad de exportación ese criterio es de difícil aplicación en el contexto actual.
La recuperación del valor atrasado de los impuestos es un tema que el gobierno de Milei heredó de la gestión de Alberto Fernández, que postergó en varias oportunidades la carga impositiva sobre los combustibles. En la actualidad, el gravamen todavía tiene un remanente que se debe actualizar.
FES Caribe 2026 consolidará su posicionamiento como uno de los principales puntos de encuentro del sector energético en América Latina, con un diferencial claro: la presencia de ejecutivos de primer nivel que hoy están liderando el desarrollo de renovables y almacenamiento en la región.
La quinta edición del evento se realizará el 20 y 21 de abril en Santo Domingo, en un contexto donde RepúblicaDominicana acelera su transición energética. Y el listado de speakers confirma el carácter estratégico del encuentro.
¿Por qué? FES Caribe reunirá perfiles que abarcan toda la cadena de valor, desde fabricantes, desarrolladores, financiadores, utilities hasta autoridades regulatorias.
El sector público tendrá un rol clave en el evento, con la participación de figuras como Betty Soto, Viceministra de Energía y Transición Energética de República Dominicana, y Edward Veras, Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. También se suma Charly de la Rosa, desde la misma entidad, reforzando la conexión entre el ámbito regulatorio y el privado.
Además, entre los principales nombres se encuentran Gonzalo Feito y Héctor Núñez de Sungrow, marcando una fuerte presencia de uno de los actores tecnológicos más relevantes del mercado global.
A ellos se suman referentes clave del segmento de estructuras y componentes como Óscar Rubio (SL Rack) y Ángel Alegría (Schletter), mientras que el bloque tecnológico y de almacenamiento estará representado por ejecutivos como Luis Castillo (SolaX Power), Víctor San Román (Pylontech) y Ricardo Garro (CATL).
El ecosistema también incluye actores fundamentales en el desarrollo de proyectos y financiamiento con nombres como Katherine Rosa (Jiménez Peña Advisors) y Antonio Arauz (CIFI) aportarán la visión estructural y financiera; mientras que Vivian Acra (Marsh) y Walter Vargas (FMO) suman la perspectiva de gestión de riesgos e inversión.
En paralelo, María Esparza (ACCIONA) y Alfonso Rodríguez (Soventix/ASOFER) aportarán experiencia directa en desarrollo y ejecución de proyectos.
A nivel regional, el evento también contará con ejecutivos como Ignacio Mesalles (JA Solar), Juan Maisterra (Gotion), Gerardo Hernández (TCL Solar) y Juan Manuel Rivarola (Antai), junto a perfiles como Camille Cruz (FlexGen) y Tirso Selman (Caribbean Transmission Development).
Un mercado en plena expansión
El respaldo de empresas líderes como Sungrow, Huawei, CATL, JA Solar, SolaX, Pylontech, Aggreko, CIFI, Marsh, FMO, EGE Haina, Acciona, entre otros partners, confirma el interés del sector en posicionarse en el Caribe. La presencia de estos actores no solo fortalece el evento, sino que también refleja el nivel de madurez y competencia del mercado.
Este interés se explica por el contexto actual de República Dominicana, donde el almacenamiento se posiciona como eje central del crecimiento energético tras la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, que recibió propuestas por 1546 MWp y 1294.57 MWh, consolidando un nivel de competencia que multiplica casi por tres la capacidad licitada (600 MW renovable con BESS).
El proceso avanza actualmente en su fase decisiva con la evaluación cualitativa de los proyectos. Mientras que la apertura de ofertas económicas está prevista para el 7 de abril, marcando el inicio de la evaluación financiera y un eventual mecanismo de subasta.
La adjudicación se espera entre el 27 de abril y el 5 de mayo, mientras que la firma de contratos está proyectada para el 22 de mayo, configurando un calendario clave para el desarrollo de proyectos en el corto plazo.
Con un mercado en plena transformación y una fuerte presencia de líderes que hoy definen el rumbo del sector, FES Caribe 2026 se posiciona como una cita obligada para quienes buscan protagonizar el crecimiento de las renovables y el almacenamiento en el Caribe.
El desarrollo solar en Centroamérica no avanza de manera uniforme. Las condiciones técnicas del sistema eléctrico, los marcos regulatorios y la percepción de riesgo generan escenarios muy distintos entre países, lo que explica por qué algunos mercados mantienen dinamismo mientras otros enfrentan mayores obstáculos para incorporar nueva generación.
Desde la experiencia regional en proyectos utility scale, Angélica Ferreira Piñeiro, Business Development Manager – Utility Scale Projects LATAM de Yingli Solar, sostuvo que estas diferencias responden a factores estructurales que condicionan el ritmo de crecimiento del sector.
“La diferencia de ritmos en Centroamérica responde principalmente a tres variables estructurales”, afirmó Ferreira Piñeiro. Según explicó, «se trata de la capacidad real del sistema eléctrico, el diseño regulatorio y el riesgo país, elementos que determinan la viabilidad y el avance de nuevos proyectos solares».
Uno de los aspectos determinantes es la capacidad del sistema de transmisión y el acceso a la red, que define cuánto puede crecer la generación renovable en cada país.
En Honduras, por ejemplo, existen restricciones técnicas que limitan la incorporación de nueva capacidad a gran escala. La red presenta saturaciones en distintos puntos de conexión, lo que dificulta el desarrollo de proyectos utility scale y reduce las oportunidades para nuevos desarrollos.
A estas limitaciones se suma el impacto de cambios regulatorios que modificaron las condiciones del mercado eléctrico, particularmente en el segmento de contratos privados.
En ese sentido, el aumento del umbral para ser consumidor calificado —que pasó de niveles cercanos a cientos de kW a más de 5 MW— redujo significativamente el universo de potenciales compradores de energía.
“El incremento del umbral para consumidores calificados a más de 5 MW redujo de forma significativa el espacio para contratos privados”, explicó la ejecutiva. Este cambio afecta directamente la posibilidad de estructurar PPAs privados, uno de los principales mecanismos para el desarrollo de proyectos solares en la región.
Aun así, el país busca abrir nuevas oportunidades mediante procesos de contratación pública de energía. Actualmente se encuentra en marcha la licitación por1500 MW impulsada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para incorporar nueva capacidad de generación al sistema, cuya recepción de ofertas se amplió por tres meses.
En paralelo, factores como la deuda del sistema con generadores, procesos de renegociación contractual y cierta incertidumbre normativa generan cautela entre los inversores y desarrolladores, lo que influye en el ritmo de avance de nuevas iniciativas.
Guatemala liderando el dinamismo regional
Mientras algunos mercados enfrentan restricciones estructurales, Guatemala atraviesa un momento más dinámico para el desarrollo solar.
El contexto reciente estuvo marcado por los efectos de la sequía asociada al fenómeno de El Niño, que redujo la generación hidroeléctrica del país y elevó la dependencia de centrales térmicas, incrementando los precios de la electricidad.
Este escenario abrió una ventana favorable para el ingreso de nueva capacidad renovable, particularmente solar.
Además, Guatemala cuenta con una red eléctrica más robusta y un marco regulatorio que facilita proyectos de menor escala, lo que permite desarrollos más ágiles en comparación con otros mercados de la región.
Entre los mecanismos disponibles se destacan los esquemas de Generación Distribuida Renovable, que habilitan proyectos de hasta aproximadamente 5 MW, favoreciendo la incorporación de nueva capacidad en tiempos más cortos.
A este contexto se suma una de las iniciativas más relevantes del mercado eléctrico guatemalteco: la licitación PEG-5, que contempla la incorporación de hasta 1400 MW de nueva capacidad de generación.
“El nivel de participación en este proceso confirma el interés del mercado y refuerza la percepción de dinamismo”, destacó Ferreira Piñeiro al referirse al proceso licitatorio.
El mercado salvadoreño
En contraste, El Salvador presenta un mercado más consolidado, donde el crecimiento del sector renovable se da de manera más gradual.
Las oportunidades actuales se concentran principalmente en proyectos solares en techos dentro del segmento comercial e industrial, así como en la optimización de activos existentes y el desarrollo selectivo de nueva capacidad.
En paralelo, el almacenamiento energético comienza a ganar relevancia como una herramienta técnica para acompañar el aumento de la penetración renovable en el sistema eléctrico.
Por el momento, sin embargo, este segmento aún no constituye el principal motor de crecimiento del mercado, sino más bien un complemento que irá cobrando mayor importancia conforme aumente la participación de energías renovables en la matriz.
Finalmente, el desarrollo solar en la región también se ve influido por factores internacionales vinculados a la cadena de suministro y al contexto geopolítico.
Las tensiones en Oriente Medio han afectado rutas marítimas estratégicas como el Canal de Suez, el Mar Rojo y el Estrecho de Ormuz, generando desvíos logísticos, mayores tiempos de tránsito y recargos adicionales en los costos de transporte.
En paralelo, el mercado global de módulos fotovoltaicos atraviesa un proceso de ajuste de precios, tras un periodo de fuerte presión sobre los fabricantes.
“Los módulos comienzan a alinearse con los costos reales de producción”, indicó Ferreira Piñeiro.
En este escenario, la logística y los costos de transporte adquieren un rol cada vez más relevante dentro de la planificación de proyectos, influyendo tanto en los presupuestos como en la bancabilidad de los cronogramas de suministro.
En síntesis, aunque el contexto internacional introduce nuevas variables, el desarrollo solar en Centroamérica continúa determinado principalmente por factores estructurales locales, como la capacidad de transmisión, la regulación y la estabilidad de cada mercado eléctrico.
Argentina tiene 62 proyectos de litio, de los cuales 8 están en producción, 4 en construcción, 5 en factibilidad, 30 en exploración avanzada y 15 en exploración inicial.
El proyecto de litioHombre Muerto Oeste (HMW, por sus siglas en inglés) de la minera australiana Galan Lithium, terminó la construcción de la fase 1 del desarrollo de litio y se prepara para la primera producción. A fines de abril iniciará el primer procesamiento de litio y a mitad de año espera entregar el primer concentrado de cloruro de litio. Los primeros envíos están previstos para el segundo semestre del año, según informó la compañía australiana.
El proyecto HMW, ubicado en Catamarca, obtuvo la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) por una inversión de US$ 217 millones. Será el octavo proyecto de litio que entra en producción en el país. En 2025, la Argentina produjo poco más de 100.000 toneladas.
Litio en la Argentina
Los siete proyectos de litio actualmente en producción en el país son, según registra la Secretaría de Minería: Fénix (Río Tinto, Catamarca); Olaroz (Río Tinto, jujuy); Sal de Oro (Posco, Catamarca-Salta); Cauchari-Olaroz (Ganfeng Lithium, Jujuy); Centenario – Ratones (Eramet, Salta); Tres Quebradas (Zijin-Liex, Catamarca); y Mariana (Ganfeng Lithium, Salta).
La Argentina produce litio en Catamarca, Jujuy y Salta, provincias que integran el Triángulo del Litio, la zona que el país comparte con Chile y Bolivia, donde se concentran los mayores recursos identificados de este mineral en el mundo.
La Argentina cuenta con 62 proyectos de litio en distintas etapas, según detalla Sistema de Información Abierta a la Comunidad sobre la Actividad Minera en Argentina (SIACAM), de la cartera minera. Además de los 8 operativos, hay 4 en construcción, 5 en factibilidad y 30 en exploración avanzada y los 15 restantes están en etapa de exploración inicial y prospección.
Inicio de producción de HMW
“Con toda la infraestructura de procesamiento principal instalada, incluyendo la planta de nanofiltración y las balsas de evaporación, hemos iniciado la fase de pruebas y puesta en marcha. Prevemos comenzar la producción a una tasa inicial de 4.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente (LCE), y próximamente se iniciará la construcción para dar soporte a la expansión a 5.200 toneladas anuales de LCE”, también destacó Galan Lithium.
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 las últimas semanas la tonelada escaló a los 20.000 dólares, el doble de lo que estaba en enero de 2025. La producción de la fase 1 de HMW sólo requerirá de la perforación de seis pozos, pero precisará un total de 23 pozos de producción sumando las fases 1 y 2.
El litio en Hombre Muerto Oeste
La nano-planta de filtración que Galan Lithium acaba de instalar se construyó en Sídney, Australia. 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 posee el 100% de HMW, pero desarrolla el proyecto con la contratista Authium Ltd., también de Australia, país que lidera el ranking de producción mundial. Además, Galan restauró y revistió dos estanques de evaporación que utilizará en la primera etapa de producción.
En el marco del fortalecimiento del trabajo sectorial en la Región de Atacama, la delegada presidencial regional, Sofía Cid Versalovic, informó el nombramiento de Manuel Nanjarí Contreras como nuevo Secretario Regional Ministerial de Energía de Atacama, designación realizada por el Presidente de la República, José Antonio Kast.
Este nombramiento se enmarca en la incorporación de nuevas autoridades en áreas estratégicas para el desarrollo regional, con el objetivo de consolidar una gestión pública más cercana, eficiente y conectada con las necesidades del territorio.
“Queremos que el Gobierno del Presidente José Antonio Kast siga avanzando con equipos que conozcan Atacama, que entiendan sus desafíos y que tengan la capacidad de conectar la gestión pública con las necesidades reales de las personas”, señaló la delegada presidencial, destacando el rol clave del sector energético en el crecimiento sostenible de la región.
Manuel Nanjarí es socieconomista de la Universidad de Valparaíso, con especialización en Desarrollo Económico Local y más de 15 años de experiencia en cargos gerenciales, directivos y de jefatura. Ha liderado equipos a nivel comunal, provincial y regional, con énfasis en articulación territorial y ejecución de proyectos estratégicos.
En el ámbito público, se desempeñó como Seremi de Economía, Fomento y Turismo de Atacama entre 2018 y 2022, además de ejercer como director de Desarrollo Comunitario (DIDECO) en la Municipalidad de Caldera y jefe del Departamento Social y de Proyectos en la Gobernación. En el sector privado, ha desarrollado funciones vinculadas a inversión, relacionamiento comunitario y, recientemente, como Project Manager en proyectos de parques fotovoltaicos.
Respecto de su nombramiento, el nuevo Seremi de Energía, Manuel Nanjarí, señaló que “uno de los principales desafíos será avanzar en la estabilidad de las tarifas eléctricas, porque sabemos el impacto que han tenido en la economía de las familias y de quienes emprenden. Trabajaremos para entregar mayor certeza y contribuir a una mejor calidad de vida en la región”.
Asimismo, agregó que “Atacama tiene un enorme potencial energético, especialmente en energías renovables, pero ese potencial debe traducirse en inversión, infraestructura y oportunidades concretas para las comunidades. Nuestro foco estará en destrabar proyectos, fortalecer la transmisión y el almacenamiento, y asegurar que el desarrollo energético llegue con beneficios reales a los territorios”.
Durante la jornada, la nueva autoridad sostuvo su primera reunión de trabajo con el equipo regional de la Seremi de Energía, instancia en la que abordaron los principales lineamientos de gestión para el período. Asimismo, se reunió con el director regional de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), Iván Lillo, con el objetivo de fortalecer la coordinación institucional en materias de fiscalización, seguridad y continuidad del suministro eléctrico.
La delegada presidencial subrayó que este tipo de nombramientos responden a la necesidad de contar con autoridades con capacidad de ejecución y conocimiento del territorio. “El sello del Gobierno en Atacama debe expresarse en una gestión activa, coordinada y cercana. Esperamos autoridades que aporten experiencia, diálogo y compromiso con el desarrollo de la región”, afirmó.
Con esta designación, el Gobierno refuerza su compromiso con el desarrollo energético de Atacama, una región clave en la transición hacia energías limpias, la atracción de inversiones y la generación de oportunidades para sus habitantes.
Orygen Perú obtuvo la servidumbre de ocupación permanente para el proyecto Central Solar Fotovoltaica CERW Wayra Solar, un hito regulatorio clave para el desarrollo del que será el primer complejo híbrido eólico-solar a gran escala del país.
La medida fue oficializada mediante resolución del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), que establece el derecho de uso del área necesaria para la infraestructura del proyecto, ubicado en el distrito de Marcona, provincia de Nasca (Ica).
Wayra Solar forma parte de un complejo que integrará generación eólica y solar, alcanzando una capacidad instalada total superior a los 400 MW. Este desarrollo combina los parques eólicos Wayra I y Wayra Extensión con la nueva planta fotovoltaica, configurando el primer esquema híbrido de gran escala en Perú.
La central solar demandará una inversión de aproximadamente US$ 71,8 millones y contempla la instalación de alrededor de 130.000 paneles fotovoltaicos en una superficie de 260 hectáreas.
Según el cronograma previsto, la construcción —iniciada en junio de 2025— permitirá que el proyecto entre en operación comercial durante el último trimestre de 2026.
Con la puesta en marcha de Wayra Solar, la empresa incrementará en 36% su capacidad solar instalada y consolidará su posicionamiento en energías renovables dentro del sistema eléctrico peruano.
El complejo permitirá a Orygen alcanzar una capacidad combinada (solar y eólica) de 662 MW, con una producción estimada de 2.390 GWh anuales. Además, contribuirá a evitar la emisión de aproximadamente 1,4 millones de toneladas de CO₂ por año.
La resolución ministerial establece que la compañía deberá garantizar la integridad del área de servidumbre, evitando cualquier uso que interfiera con la operación del proyecto, bajo responsabilidad legal en caso de incumplimiento.
Durante la etapa de construcción, el proyecto generará un promedio de 250 empleos mensuales, con picos de hasta 450 trabajadores, de los cuales el 60% corresponderá a mano de obra local, según datos de la empresa.
El avance de Wayra Solar se enmarca en la estrategia de Orygen de expandir su portafolio renovable y fortalecer la complementariedad entre tecnologías, permitiendo generación tanto en horario diurno como nocturno.
Este tipo de desarrollos híbridos cobra relevancia en el contexto de la transición energética del Perú, al aportar mayor estabilidad al sistema eléctrico y optimizar el uso de recursos renovables disponibles.
Matrix Renewables, compañía respaldada por la plataforma de inversión de impacto TPG, ha firmado un acuerdo a largo plazo con la empresa EDF para la optimización de un sistema de almacenamiento con baterías de 500 MW/1GWh, actualmente en construcción en Eccles (Edimburgo, Escocia).
En el marco de este acuerdo, EDF prestará servicios de acceso al mercado (route-to-market) y optimizará la operación de las baterías en los mercados energéticos del Reino Unido una vez que el activo entre en funcionamiento. Está previsto que el proyecto inicie su operación comercial en el verano de 2027 y será el primer proyecto independiente de almacenamiento con baterías de Matrix Renewables en Reino Unido, así como uno de los mayores conectados al sistema eléctrico británico.
Ubicada estratégicamente en Eccles, a lo largo de los principales corredores energéticos de transmisión entre Escocia e Inglaterra, esta instalación de almacenamiento con baterías desempeñará un papel clave en el refuerzo de la red y en la facilitación del flujo eficiente de electricidad a través del sistema. Asimismo, al almacenar el exceso de energía procedente de fuentes renovables y liberarla durante los períodos de alta demanda, el proyecto contribuirá a una mayor integración de energías renovables en el sistema eléctrico del Reino Unido.
El proyecto forma parte de la estrategia de Matrix Renewables para expandir su cartera de almacenamiento con baterías y apoyar la transición del Reino Unido hacia un sistema energético más limpio y flexible, apoyando directamente el objetivo de Net Zero 2050 y el compromiso de Clean Power 2035.
Chris Matthews, director comercial de Matrix Renewables, señala: “Estamos muy orgullosos de liderar uno de los mayores proyectos de almacenamiento con baterías del Reino Unido y de contar con EDF para su optimización comercial. El almacenamiento energético desempeñará un papel fundamental para permitir e impulsar el crecimiento continuo de las energías renovables, mientras refuerza la red y la flexibilidad del sistema eléctrico”.
Por su parte, Stuart Fenner, director comercial de servicios empresariales y mayoristas de EDF asegura que: “cumplir con la misión de EDF de construir una “Gran Bretaña Eléctrica” depende de contar con activos flexibles capaces de responder de forma inmediata a las necesidades del sistema. Este proyecto aportará precisamente esa capacidad»
«A través de nuestra plataforma “Powershift”, optimizaremos la batería en tiempo real para apoyar la estabilidad de la red, gestionar los picos de demanda y favorecer una mayor integración de energías bajas en carbono”, añadió.
El proyecto de Eccles ha cumplido todas las condiciones de planificación y ya cuenta con las autorizaciones requeridas, lo que permite que su construcción avance según lo previsto. Matrix Renewables continúa ampliando activamente su cartera de proyectos de generación y almacenamiento con baterías en el Reino Unido y prevé desarrollar más de 3 GW de capacidad en los próximos años.
EDF opera cinco centrales nucleares, más de 35 parques eólicos terrestres y tres parques eólicos marinos. Desde 2009, EDF ha invertido cerca de 9.000 millones de libras en su parque nuclear para mejorar su fiabilidad y prolongar la vida útil de las centrales. Actualmente, estas cinco instalaciones cubren aproximadamente el 12% de la demanda eléctrica del Reino Unido.
Además, es uno de los principales desarrolladores de energías renovables en el Reino Unido a través de EDF Power Solutions UK & Ireland. Cuenta con más de 2 GW de capacidad renovable en operación y más de 10 GW en fase de construcción, planificación y desarrollo, abarcando distintas tecnologías como la eólica terrestre y marina, la solar y el almacenamiento con baterías.
La compañía Fugro ha sido seleccionada por Petrobras para llevar a cabo una campaña geotécnica en el Proyecto Piloto de Energía Eólica Marina de Río de Janeiro, el primer desarrollo offshore de Sudamérica que avanza bajo un proceso formal de licencia ambiental, según informó la propia empresa.
El proyecto, de 18 MW, marca un hito en la diversificación energética de la región, en un contexto en el que varios países comienzan a desarrollar marcos regulatorios para impulsar la eólica marina.
Las actividades incluyen muestreo de suelo, ensayos in situ y análisis de laboratorio en cuatro ubicaciones costeras y de aguas poco profundas, junto con investigaciones en tierra para apoyar la llegada y el trazado del cable.
Mientras que las operaciones de campo y los análisis comenzarán en abril y continuarán hasta el tercer trimestre de 2026, con la presentación del informe final prevista para 2027.
“A medida que Sudamérica avanza con sus ambiciones en el sector de la energía eólica marina, los datos geológicos iniciales son una de las herramientas más importantes para reducir la incertidumbre y garantizar el éxito a largo plazo de los proyectos”, afirmó CélineGerson, presidenta y directora del grupo Fugro en las Américas.
“Al asociarnos con Petrobras en esta etapa temprana, contribuimos a establecer la base técnica necesaria para impulsar la energía eólica marina de manera responsable y ampliar las opciones energéticas futuras en Brasil y en toda la región”, agregó.
Tal es así que, a lo largo de los últimos años, la compañía inició el proceso en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA) para la concesión de diez licencias ambientales para el desarrollo de proyectos eólicos offshore por casi 23 GW de capacidad entre los estados de Río Grande do norte (3 zonas), Ceará (3), Maranhão (1), Río de Janeiro (1), Espírito Santo (1) y Río Grande do Sul (1).
Sumado a que cuenta con una con WEG, empresa brasileña que fabrica motores y equipos eléctricos, equipos de energía y transporte, para el desarrollo de la turbina eólica “más grande del país”, de 7 MW capacidad, 220 metros de altura (equivalente a seis estatuas de Cristo) y que pesará cerca de 1830 toneladas, conforme a la información compartida por los funcionarios de ambas entidades.
360Energy y StellantisArgentina anuncian la puesta en marcha del parque solar en el Polo Industrial Córdoba, un proyecto clave dentro de la estrategia energética que ambas compañías impulsan en el país.
El parque solar posee una potencia instalada de 8 MW y utiliza paneles bifaciales de última generación y tecnología de tipo “trackers” o seguidores solares.
El proyecto ya se encuentra habilitado y en operación permitiendo abastecer de energía limpia y renovable a la planta de producción de automóviles de Stellantis. De esta forma, se marca un avance concreto hacia la autonomía energética del complejo industrial.
La energía renovable generada por el parque solar Córdoba se complementa con el suministro proveniente del Complejo Solar 360Energy La Rioja bajo un contrato “MATER” celebrado entre ambas compañías, lo que permite crecer hacia el objetivo de abastecer al Polo Industrial Córdoba con energía 100% renovable.
Este desarrollo se enmarca en el plan de inversiones conjunto de US$ 100 millones iniciado en 2024, orientado a impulsar soluciones energéticas sostenibles y a reducir la huella de carbono de las operaciones industriales de la automotriz.
Con estas iniciativas, 360Energy y Stellantis refuerzan su compromiso con la sustentabilidad y la transición energética, en línea con el objetivo global del grupo Stellantis de alcanzar la neutralidad de carbono en 2038, al tiempo que continúa consolidando al Polo Industrial Córdoba como un pilar estratégico de su operación en la región.
“Es un orgullo para 360Energy poner en marcha un nuevo proyecto solar en el marco del plan conjunto con Stellantis. En este sentido es que continuamos implementando nuestro plan de crecimiento en forma ininterrumpida tanto en el segmento de abastecimiento de energía renovable solar como así también en soluciones de almacenamiento de última generación, con proyectos en Argentina y otros países de Latinoamérica», señaló Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy.
«Estamos convencidos que la energía solar es y será el principal vector de cambio, y nuestra misión es impulsar proyectos que reflejen el compromiso con la transformación de la matriz energética del país y la región”, agregó.
Características técnicas:
Parque Solar Córdoba 360E/STLA
Localización: Polo Industrial Stellantis Córdoba, provincia de Córdoba, Argentina
Potencia pico: 8 MWp
Estructuras de soporte: tracker PVH
Módulos fotovoltaicos: monocristalinos-bifaciales de 635w JA Solar
En su 25° aniversario, la compañía consolida una nueva etapa de expansión con inversiones estratégicas, mayor capacidad industrial y un rol central en la cadena de valor del gas natural y los líquidos asociados de Vaca Muerta. Compañía Mega celebra 25 años de trayectoria reafirmando su compromiso con el desarrollo energético de la Argentina. El aniversario encuentra a la empresa en pleno proceso de crecimiento, con obras en ejecución, mayor capacidad operativa y un ambicioso plan de inversiones orientado a acompañar la expansión de Vaca Muerta, fortalecer tanto las exportaciones como el abastecimiento del mercado interno. Desde su puesta en marcha en abril de 2001, MEGA ocupa un lugar estratégico dentro del sistema energético nacional. Con presencia industrial en la Cuenca Neuquina y en Bahía Blanca, la compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional, y consolidarse como uno de los principales actores del segmento midstream en el país.
El nuevo ciclo de expansión que atraviesa la empresa se apoya en inversiones de escala. En Bahía Blanca avanza la ampliación de la Planta Fraccionadora, donde el Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) permitirá incrementar en un 50% la capacidad operativa. En paralelo, la compañía presentó un proyecto de inversión de USD 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que forma parte de un plan integral de expansión 2023–2028 por un total de USD 650 millones. El objetivo es ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.
Ese crecimiento se sustenta en una infraestructura que hoy resulta clave para el funcionamiento del sistema energético argentino. MEGA procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un esquema industrial integrado que incluye una Planta Separadora en Loma La Lata (Neuquén), una Planta Fraccionadora en Bahía Blanca y un poliducto de 600 kilómetros que conecta ambas instalaciones atravesando cuatro provincias. A lo largo de estos 25 años, la compañía desarrolló esta capacidad con estándares sostenidos de confiabilidad operativa, seguridad, innovación y excelencia operacional.
En términos de mercado, MEGA es el principal exportador argentino de GLP (propano y butano) y de gasolina natural, y además el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local. De acuerdo con las proyecciones de esta nueva etapa, cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a exportaciones —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% restante se orientará al mercado interno, con foco en el suministro de etano. A 25 años de su inicio, la historia de Compañía Mega es la de un crecimiento sostenido y una visión de largo plazo. No sólo por la escala industrial alcanzada, sino por su capacidad de seguir ampliándose al ritmo de una matriz energética en transformación. En un contexto en el que la infraestructura es una condición indispensable para convertir recursos en desarrollo, MEGA reafirma su rol como protagonista en la generación de valor, divisas y competitividad para la Argentina.
Compañía Mega, es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGLs (líquidos del gas natural) como el etano, propano, butano y gasolina natural.
Con un complejo industrial modelo opera con plantas estratégicamente ubicadas en Loma La Lata – zona central de Vaca Muerta en Neuquén y en Bahía Blanca dentro del Polo Petroquímico más importante de Argentina y un poliducto de 600 km de longitud que une ambas plantas; procesando alrededor del 40% del gas producido en la Cuenca Neuquina – principal cuenca productora de hidrocarburos del país. MEGA es el principal exportador argentino de GLP y cumple un rol muy importante en el abastecimiento del mercado interno, y es el principal productor y proveedor de etano para la industria petroquímica local; cumpliendo con los más altos estándares de calidad a nivel nacional e internacional.
Un tribunal de apelaciones de Estados Unidos reconfiguró de manera decisiva el curso del denominado “caso YPF”, al anular la condena multimillonaria que pesaba sobre la Argentina por la expropiación parcial de la compañía en 2012. La sentencia, dictada el 27 de marzo de 2026 por la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, introdujo un giro sustantivo en la interpretación jurídica del litigio, al desplazarlo del terreno del derecho contractual privado hacia el ámbito del derecho público y la soberanía estatal.
En una decisión dividida, de dos votos contra uno, el tribunal concluyó que las pretensiones de los demandantes —los fondos Petersen Energía Inversora (Bulford) y Eton Park— no resultaban jurídicamente exigibles bajo el derecho argentino. En particular, sostuvo que la supuesta obligación de lanzar una Oferta Pública de Adquisición, invocada como fundamento del reclamo, no constituye una promesa contractual autónoma del Estado argentino frente a los accionistas minoritarios. Al no configurarse una relación contractual en sentido estricto, queda asimismo descartada la posibilidad de imputar un incumplimiento indemnizable. Este razonamiento implica una revisión crítica del fallo de primera instancia dictado en 2023 por la jueza Loretta Preska, quien había condenado a la Argentina a pagar más de U$S 16.000 millones.
La Cámara entendió que aquella decisión se apoyaba en una interpretación expansiva del derecho comercial neoyorquino, incompatible con las categorías propias del derecho argentino, que rige el caso. Es decir, las disposiciones estatutarias de una sociedad no se traducen automáticamente en obligaciones contractuales exigibles contra el Estado, y menos aún cuando se inscriben en el marco de una expropiación dispuesta por ley. El tribunal reubicó el hecho central del litigio: la toma de control de YPF en 2012 no fue un acto comercial ordinario, sino el ejercicio de una potestad soberana del Estado argentino. En consecuencia, no puede ser tratada como un incumplimiento contractual típico, sino como una decisión de poder público, con un encuadre jurídico diferenciado. A partir de esta redefinición, la Cámara cuestionó igualmente el cálculo de daños efectuado en la instancia anterior.
La indemnización fijada —que superaba los U$S 16.000 millones y ascendía a unos U$S 18.000 millones con intereses— se sustentaba en la hipótesis de una obligación de OPA cuya exigibilidad ahora se descarta. Al caer ese supuesto, se desmorona el esquema indemnizatorio en su conjunto. Como resultado, la sentencia de primera instancia queda sin efecto, al tiempo que se deja también sin validez una orden posterior que obligaba a la Argentina a entregar acciones de YPF como forma de pago parcial. No obstante, el fallo no implica el cierre definitivo del caso, sino su reconfiguración bajo nuevos parámetros jurídicos.
Coherencia
El pronunciamiento del Segundo Circuito se inscribe en la más clásica tradición jurídica estadounidense, que reconoce en la expropiación una manifestación legítima del poder soberano del Estado y no un supuesto incumplimiento contractual. Bajo la Quinta Enmienda de la Constitución de Estados Unidos, el orden constitucional norteamericano admite que el Estado pueda privar de la propiedad a los particulares, siempre que medie una finalidad de interés público y una compensación justa. En ese marco, la decisión del tribunal no introduce innovación alguna: se limita a aplicar una lógica plenamente coherente con los principios estructurales de su propio derecho, rechazando toda tentativa de reconducir una expropiación al plano de las obligaciones contractuales.
Esa coherencia se refuerza en una distinción largamente consolidada en la jurisprudencia estadounidense: la separación entre los actos de poder público y los actos de naturaleza comercial. Mientras los primeros se inscriben en el ámbito de la soberanía —y, por tanto, obedecen a reglas propias—, los segundos pueden dar lugar a responsabilidades típicamente contractuales.
El fallo relativo a YPF retoma con claridad esa línea divisoria: se niega a tratar la decisión estatal como si fuera un compromiso negocial incumplido y la reubica, en cambio, en el terreno de los actos soberanos, donde rigen otros criterios de análisis y de eventual responsabilidad. En este sentido, la decisión no constituye una concesión excepcional ni un apartamiento doctrinal, sino la aplicación consecuente de una lógica jurídica arraigada, visible en precedentes como Kelo v. City of New London o Penn Central Transportation Co. v. New York City, donde el debate gira en torno a la legitimidad y a la compensación del acto estatal, y no a su encuadre como incumplimiento contractual. Desde esta perspectiva, el fallo no “avala” la expropiación argentina, sino que, con mayor sutileza, rechaza la artificial construcción que pretendía convertir un acto de soberanía en una controversia de derecho privado.
Así, reafirma un principio más profundo: que los actos del Estado, cuando se expresan en el ejercicio de su potestad pública, no pueden ser juzgados con las categorías propias del contrato. Al respecto, cabe recordar que la Constitución argentina, inspirada en buena medida en el modelo de la Constitución de los Estados Unidos, reconoce —aunque con sus propias adaptaciones— la potestad estatal de expropiar. En ese marco, el denominado “dominio eminente” se proyecta sobre todo el ámbito de la soberanía estatal, como expresión de la facultad del Estado de disponer de bienes privados por razones de interés público, con la correspondiente indemnización.
¿Influyó Trump?
En el curso del litigio por YPF, el gobierno de Estados Unidos, a través de su Departamento de Justicia, intervino en dos oportunidades ante la jueza Loretta Preska. La primera tuvo lugar en 2023, tras el fallo de septiembre contra la República Argentina, ocasión en la que advirtió que ciertas medidas solicitadas por los demandantes podían afectar la política exterior estadounidense y entrar en tensión con la inmunidad soberana. La segunda intervención, en 2024, reafirmó y profundizó esa postura, calificando dichos pedidos como “intrusivos” y problemáticos desde el punto de vista diplomático y jurídico, particularmente a la luz de la Foreign Sovereign Immunities Act. Así, el gobierno estadounidense planteó formalmente el asunto en dos ocasiones ante la jueza, en una línea convergente con la posición argentina por razones jurídicas e institucionales, más que políticas.
En la instancia superior, ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito, el gobierno de Estados Unidos volvió a intervenir en 2025, ya bajo la presidencia de Donald Trump, manteniendo sustancialmente los mismos argumentos. Allí reafirmó la defensa de la inmunidad soberana, advirtió sobre las consecuencias diplomáticas de interpretaciones expansivas y rechazó criterios que permitieran avanzar contra Estados extranjeros. Esta intervención, a menudo asociada mediáticamente a la nueva administración, se inscribe en realidad en una continuidad argumental.
Los fundamentos esgrimidos por Estados Unidos combinaron razones diplomáticas, jurídicas y estratégicas. Por un lado, sostuvo que ciertas medidas resultaban intrusivas al interferir en decisiones internas de Argentina y en la gestión de empresas estatales como YPF, con potencial para generar fricciones y afectar la política exterior. Por otro, invocó el principio de reciprocidad: una interpretación amplia contra Estados extranjeros podría volverse en contra del propio Estados Unidos en otras jurisdicciones. Asimismo, advirtió sobre el riesgo de sentar precedentes que expandan excesivamente la jurisdicción judicial y debiliten la inmunidad soberana. En este marco, la posición estadounidense no respondió a una afinidad política con Argentina ni a una decisión personal de Trump, sino a la aplicación de una doctrina constante: defensa del régimen de inmunidad soberana, cautela frente a medidas intrusivas y resguardo de los intereses estructurales del Estado en el sistema internacional.
Celebración
La resolución fue celebrada por el presidente Javier Milei, quien la presentó como un triunfo rotundo de la posición argentina. Pero el fallo también reabrió de inmediato la disputa política interna. Axel Kicillof, actual gobernador de la provincia de Buenos Aires y uno de los principales artífices de la expropiación de 2012, sostuvo que la decisión del tribunal desmentía la postura que Milei había sostenido durante años. Según afirmó, la sentencia demostraba que la línea de defensa que él había impulsado era la correcta y que el juicio, desde su origen, había sido “absolutamente absurdo” Kicillof fue más allá y reprochó al Presidente haber utilizado políticamente el litigio e incluso haber favorecido, con sus declaraciones, la posición de los fondos demandantes. En sus palabras, Milei había respaldado a los “fondos buitre” y había debilitado la defensa nacional al insistir, incluso por motivos de confrontación interna, en que la Argentina estaba destinada a perder.
El gobernador interpretó el pronunciamiento del Segundo Circuito como una ratificación de la estrategia jurídica que en su momento había orientado la defensa del Estado y como una refutación explícita de quienes, desde la política local, habían dado por válida la tesis de los acreedores .La intervención de Kicillof no fue menor, porque enlazó el desenlace judicial con la memoria política de la expropiación. En 2012, como secretario de Política Económica, había sido una figura central en el diseño técnico y político de la expropiación del 51% de las acciones de YPF en manos de Repsol.
Dos años más tarde, ya como ministro de Economía, encabezó además la negociación que culminó en un acuerdo de compensación por U$S 5.000 millones en bonos para la petrolera española, solución que entonces defendió como un modo de evitar litigios prolongados y de cerrar un frente externo particularmente sensible para el país . De ese modo, el fallo no sólo alteró la suerte inmediata del expediente judicial, sino que resignificó retrospectivamente uno de los episodios más controvertidos de la política económica argentina reciente. En el plano jurídico, limitó severamente la posibilidad de convertir una expropiación legislativa en un litigio contractual ordinario. En el plano político, devolvió centralidad a una vieja discusión sobre el sentido, los costos y la legitimidad de la recuperación de YPF, una discusión que, lejos de haberse cerrado, volvió a quedar expuesta con toda su intensidad.
Impacto en las acciones
El fallo tiene, en principio, un impacto claramente positivo sobre el valor de las acciones de YPF, al eliminar —al menos en esta instancia— un riesgo financiero extraordinario asociado a la condena multimillonaria. La anulación de esa contingencia reduce de manera significativa la incertidumbre jurídica que pesaba sobre la compañía y sobre el Estado argentino, lo que tiende a traducirse en una mejora en la percepción de los inversores, una compresión del riesgo y un reordenamiento de la valuación hacia sus fundamentos productivos, particularmente en relación con Vaca Muerta y la evolución de los precios internacionales de la energía.
Sin embargo, el efecto favorable no debe interpretarse como definitivo. El litigio no se encuentra completamente cerrado y subsisten márgenes de incertidumbre vinculados a eventuales instancias futuras o estrategias alternativas de los demandantes. En ese contexto, el mercado probablemente incorpore una mejora en el precio de la acción, pero sin eliminar por completo el descuento asociado al riesgo legal residual, manteniendo así una valoración más prudente que la que correspondería en un escenario plenamente despejado.
El reordenamiento del mercado energético global vuelve a poner a Argentina frente a una oportunidad en expectativa: Vaca Muerta se consolida como un activo competitivo en términos técnicos, pero su ritmo de expansión depende cada vez más de la volatilidad internacional y de fuerte financiamiento externo. Entre precios que oscilan por la guerra y la política, el desarrollo local ya no se define solo en Neuquén, sino en el equilibrio inestable del sistema energético global.
Durante el último mes, el mercado petrolero global atravesó una secuencia de eventos que, más que una crisis puntual, configuran un cambio en el orden del mercado. La dinámica de precios dejó de responder únicamente a variables clásicas —oferta, demanda, inventarios— para quedar atravesada por una interacción constante entre guerra, logística y política.
Hasta ese momento, el mercado operaba bajo una lógica de riesgo latente, con tensiones conocidas pero contenidas. En ese cruce, el crudo volvió a comportarse como lo que históricamente fue en momentos de tensión: un activo geopolítico antes que un commodity.
En los primeros días de la escalada, los precios respondieron con una velocidad que sorprendió incluso a operadores experimentados. El Brent y el WTI superaron rápidamente la barrera de los US$ 100 por barril. En cuestión de jornadas, tocaron niveles cercanos a los US$ 119 dólares, máximos no vistos desde 2022. La prima geopolítica, que durante meses había permanecido contenida, reapareció con fuerza.
El alza inicial no fue meramente especulativa, sino que respondió al riesgo concreto de una interrupción del suministro global, con el estrecho de Ormuz —clave para cerca del 20% del petróleo mundial— como foco central. Sin necesidad de cerrarlo, Irán logró generar disrupciones parciales que volvieron incierto el tránsito marítimo, lo que alcanzó para tensionar el mercado y presionar los precios.
Hacia la quinta semana del conflicto, el impacto sobre la oferta era significativo. Se estimaba una disrupción de alrededor de 10 millones bp/d provenientes de Medio Oriente, lo que equivale a cerca del 10% del consumo global. Este dato no solo reflejaba pérdidas directas, sino también recortes preventivos, demoras logísticas y desvíos de rutas.
Asia, el principal importador de crudo, comenzó a absorber volúmenes mayores desde África, Europa e incluso América. Este desvío de cargamentos generó tensiones adicionales en mercados que ya operaban con márgenes ajustados. Europa, por ejemplo, empezó a competir por barriles que históricamente estaban disponibles, lo que elevó los diferenciales de precios. La estructura del mercado adoptó una forma de backwardation pronunciada, donde los precios inmediatos superan ampliamente a los futuros. Esta configuración suele ser indicativa de escasez en el corto plazo. No es una señal de equilibrio, sino de urgencia. Ataques sobre instalaciones en Qatar, Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita consolidaron un cambio cualitativo lo que introdujo un nivel de riesgo distinto, más difícil de modelar y con consecuencias potencialmente más duraderas.
GNL
En el GNL, el impacto fue significativo: Qatar, uno de los principales exportadores, vio afectada su capacidad productiva, con hasta un 17% de su oferta potencialmente fuera de mercado por un período prolongado, lo que intensificó la presión sobre Asia, altamente dependiente de importaciones para sostener su matriz energética. La reacción internacional fue inmediata. La IEA avanzó con una liberación masiva de reservas estratégicas, superior a los 400 millones de barriles, una de las mayores intervenciones coordinadas de este tipo. El objetivo fue amortiguar la disrupción y evitar una escalada descontrolada de precios.
Sin embargo, el mercado recibió la medida con cautela. Aunque moderó algunos picos, no disipó la percepción de riesgo estructural: las reservas pueden cubrir déficits temporales, pero no reemplazan una pérdida sostenida de producción. En este contexto, comenzaron a ganar espacio escenarios más extremos. Algunas entidades financieras contemplaron precios del crudo de 150 o incluso 200 dólares por barril si el conflicto se prolonga y el tránsito por Ormuz se interrumpe completamente. Aunque no son el escenario base, su consideración incide en las coberturas y en la formación de precios.
“Es el petróleo, estúpido”
El mes estuvo marcado por la intervención política directa de Estados Unidos, con Donald Trump como principal catalizador de volatilidad. Sus declaraciones generaron movimientos abruptos en los precios, tanto al alza como a la baja. Cuando sugirió una resolución rápida del conflicto, el Brent cayó más de 7% en una jornada, perforando niveles considerados firmes; en cambio, mensajes más duros o ambiguos sostuvieron el rally. Un episodio clave ocurrió el 24 de marzo: datos de Reuters registraron operaciones por más de US$ 500 millones en contratos de crudo minutos antes de un anuncio presidencial. Estas transacciones-basadas en “inside inforamation” y concentradas en un lapso muy breve, anticiparon una fuerte caída posterior tras declaraciones de Trump sobre avances diplomáticos. El trasfondo político añade otra capa de complejidad. En Estados Unidos, el precio de los combustibles tiene un impacto directo sobre la percepción económica de los votantes. En un contexto electoral, esto convierte al petróleo en una variable crítica. Para la administración de Donald Trump, el desafío es gestionar esa tensión. Por un lado, necesita proyectar firmeza en el escenario internacional. Por otro, debe evitar que el encarecimiento de la energía se traduzca en un costo político interno. Hay una frase popular muy conocida en la Unión: “cuando el galon de nafta sube por encima de los US$ 4, el presidente pierde las elecciones”. Esto podrí explicar en parte, la naturaleza oscilante de las señales emitidas.
Política Exterior
En paralelo hubo anuncios. Entre ellos, la flexibilización de sanciones sobre el crudo ruso, con el objetivo de aumentar la oferta disponible. También se consideró ampliar el uso de reservas estratégicas. Ninguna de estas medidas, sin embargo, logró modificar de fondo la percepción del mercado. Eso sí, sumó la furia de los europeos y dejó atónitos a todos los trumpistas del mundo. Mientras tanto, el impacto del conflicto comenzó a extenderse más allá del petróleo. En Asia, varios países implementaron medidas de emergencia para reducir el consumo energético. Algunas administraciones avanzaron con esquemas de trabajo remoto en el sector público para limitar el uso de combustibles. Este tipo de decisiones, poco habituales en contextos normales, reflejan la magnitud del shock. China, por su parte, adoptó una estrategia defensiva. El país restringió exportaciones de combustibles y fertilizantes para priorizar su abastecimiento interno. Esta decisión tuvo efectos colaterales sobre economías vecinas, que dependen de esos insumos. El resultado fue una propagación del estrés energético a nivel regional. En paralelo, otros mercados energéticos comenzaron a moverse en la misma dirección. El carbón registró subas significativas, impulsado por su rol como sustituto en contextos de escasez de gas. Los precios del gas en Europa, por su parte, experimentaron picos intradiarios superiores al 30%. Esto muestra que el impacto del conflicto no se limita al crudo, sino que atraviesa todo el sistema energético.
Mercado local
Vaca Muerta es técnicamente competitiva, pero permanece condicionada por el contexto global. Una desescalada del conflicto en el Golfo que derive en una baja de los precios del petróleo y el gas comprime márgenes y enfría decisiones de inversión, especialmente en proyectos de mayor costo o incertidumbre. El impacto depende, primero, del umbral de rentabilidad: los no convencionales requieren precios elevados para sostener expansión intensiva. Con el barril en US$ 50/60, las empresas adoptan una lógica defensiva, priorizando la producción existente; en torno a US$ 70/80 dólares, la inversión continúa, aunque de forma más selectiva.
Además, incide la estructura de costos local. En Argentina, los costos dolarizados conviven con ineficiencias en infraestructura, logística y macroeconomía, lo que aumenta la sensibilidad a los precios internacionales frente a cuencas más eficientes como el Permian. En escenarios de precios bajos, esa brecha condiciona la competitividad. También influye el mercado de destino. El petróleo compite en un mercado global (Brent, WTI), por lo que una baja de precios reduce directamente el incentivo exportador. El gas depende más de mercados regionales y contratos específicos (Chile, Brasil) y de proyectos de GNL. En este caso, la caída de precios afecta tanto la rentabilidad como la viabilidad de inversiones de gran escala, en particular en licuefacción. En este marco, una baja de precios no detiene el desarrollo, pero sí ajusta su ritmo y escala: con precios altos hay expansión rápida; con precios intermedios, crecimiento selectivo; con precios bajos, una pausa relativa centrada en eficiencia y campos en producción. A ello se suma una política energética tradicional argentina cruzada por subsidios, precios sostén y contratos de largo plazo pueden amortiguar las fluctuaciones externas y sostener actividad, aunque con costos fiscales.
Escenarios
Tomando como base la situación actual, con un Brent a 100, Vaca Muerta entra en fase de expansión acelerada; con Brent a 80, sigue creciendo pero de manera selectiva; con Brent a 60, el desarrollo no se detiene, pero pierde velocidad y se concentra en las áreas más productivas. Hoy el punto de partida es más sólido que hace pocos años: en 2024 Argentina exportó combustibles y energía por US$ 9.677 millones, importó por US$ 4.009 millones y cerró con un superávit energético de US$ 5.668 millones. A la vez, Vaca Muerta ya explica 54,9% del petróleo y 50,1% del gas producido en el país.
La razón por la cual un Brent más bajo no “mata” Vaca Muerta pero sí la enfría es que los costos técnicos han bajado mucho. En su presentación de 2025, YPF mostró para su core oil hub en Vaca Muerta un development cost de US$ 10,6 por barril y un lifting cost de US$ 4,2 por barril, y además ubicó el marginal wellhead breakeven oil price de Vaca Muerta en torno a US$ 24 por barril. Ese dato sugiere alta competitividad geológica y operativa, pero no equivale al margen final de exportación, porque no incluye todos los costos de transporte, infraestructura, impuestos, descuentos comerciales ni el riesgo macro argentino. Esa última parte es una inferencia, no una cifra reportada por YPF.
Escenario Brent 80
Con Brent a 80, Vaca Muerta seguiría siendo claramente desarrollable. Ese nivel todavía queda muy por encima del breakeven técnico que YPF mostró para sus pozos más competitivos, así que el incentivo de inversión seguiría existiendo. Lo más probable no sería una frenada sino una selección más estricta de proyectos: más foco en los bloques core, más disciplina de capital y una expansión menos agresiva que con Brent a 100. Para la balanza energética argentina, este escenario sigue siendo compatible con un superávit robusto, porque el punto de partida ya es superavitario y la producción viene creciendo.
Escenario Brent 60
Con Brent a 60 cambia bastante la cuestión. A ese precio, Vaca Muerta no queda automáticamente fuera de juego, porque el recurso sigue siendo productivo y competitivo en sus mejores áreas; pero el colchón entre precio y netback se achica. Ahí es donde aparecen las restricciones argentinas: costos logísticos, cuellos de botella, descuentos sobre el precio internacional y volatilidad macro. El resultado más probable sería menor ritmo de perforación, postergación de proyectos marginales y prioridad para sostener producción en las zonas de mayor productividad. En términos de comercio exterior, Argentina aún podría conservar superávit energético, pero más estrecho: entrarían menos dólares por exportaciones y el impulso expansivo del sector sería menor. Esa conclusión surge de combinar el superávit de 2024 con la estructura de costos y productividad reportada por YPF; es una inferencia razonable, no una proyección oficial publicada. Para el gas, el cuadro es parecido pero más dependiente de infraestructura y contratos que del Brent en sentido estricto. La producción gasífera de Vaca Muerta también creció y la Secretaría de Energía sigue vinculando el desarrollo del sector con más exportaciones y con una balanza energética superavitaria. Pero en gas el cuello no es solo el costo de extracción: pesan mucho la estacionalidad, los gasoductos, la salida a Chile o Brasil y, a futuro, el proyecto LNG. Por eso, en un escenario global de energía más barata, el gas argentino puede sufrir por precio, pero sobre todo por timing comercial y capacidad de evacuación.
En el plano internacional, la falta de coordinación entre grandes potencias complica aún más el panorama. Mientras algunos países buscan acuerdos bilaterales para asegurar suministro, otros adoptan posiciones más cautelosas. Europa, por ejemplo, mantiene una postura ambigua, lo que limita la posibilidad de una respuesta conjunta. El resultado de esta combinación es un mercado que opera sin margen de error. La capacidad ociosa global es limitada, las rutas logísticas están bajo presión y la incertidumbre política es elevada.
En este contexto, cualquier evento adicional puede amplificar la volatilidad. Lo que deja este último mes no es solo una serie de movimientos de precios, sino una transformación en la lógica del mercado. El petróleo volvió a ser un instrumento de poder, donde cada actor busca maximizar su posición en un entorno inestable. La guerra redefine la oferta en tiempo real. La política introduce señales que alteran expectativas. La logística actúa como un cuello de botella que amplifica cualquier disrupción. Y el mercado, en el medio, reacciona con una sensibilidad extrema.
En definitiva, el sistema energético global atraviesa un momento de fragilidad estructural. Mientras el conflicto en Medio Oriente continúe abierto, esa fragilidad no solo persistirá, sino que probablemente se profundice. El precio del petróleo, en ese escenario, seguirá siendo menos un reflejo de equilibrio económico y más una medida de la tensión geopolítica global
La guerra en Oriente Medio abrió un nuevo frente de inestabilidad global: la crisis de fertilizantes. En un mercado altamente concentrado y dependiente del gas natural, la reducción de los flujos en el Golfo y el estrecho de Ormuz, amenazan con desencadenar una cadena de efectos que impactarán directamente en la producción agrícola y la seguridad alimentaria mundial. La Argentina podría recibir un golpe inflacionario.
El conflicto bélico de Oriente Medio, desencadenado el 28 de febrero, amenaza con precipitar una crisis de fertilizantes de alcance global —consecuencia del impacto en el precio del gas natural— cuya gravedad podría incrementarse en función de la duración de las hostilidades.
Así lo advierte el diario británico The Telegraph, que califica este fenómeno como un “cisne negro de proporciones catastróficas”. El conflicto ha impactado directamente sobre el núcleo geográfico de la producción mundial de fertilizantes —insumo esencial para la agricultura, capaz de duplicar o incluso triplicar los rendimientos de los cultivos— al interrumpir durante veintisiete días críticos del calendario agrícola el suministro de urea, amoníaco y azufre.
La magnitud del problema es significativa: aproximadamente un tercio de las exportaciones globales de urea y la mitad de las de azufre provienen de Qatar y otros países del Golfo, mientras que parte de los suministros iraníes permanece bloqueada. La coyuntura resulta especialmente delicada por su sincronía con los ciclos agrícolas: el hemisferio norte se aproxima a la siembra de primavera, al tiempo que Australia se prepara para su campaña de invierno. En este contexto, Abdolreza Abbassian, ex responsable de materias primas de la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura, advierte que los mercados aún no han internalizado la magnitud de la crisis en ciernes. Incluso en un escenario de reapertura inmediata del estrecho de Ormuz, sostiene, la situación sería ya grave; de prolongarse el conflicto durante un mes o más, podría derivar en una crisis “verdaderamente espantosa, sin precedentes”.
En la misma línea, Jean-Marie Paugam, alto funcionario de la Organización Mundial del Comercio, subraya que la crisis de los fertilizantes constituye una amenaza más inmediata que la del petróleo o el gas. “Es la principal preocupación hoy”, afirma, al advertir que todos los cereales básicos y los sistemas de alimentación animal resultan vulnerables, y que el impacto se acumulará a lo largo del próximo año, con consecuencias potencialmente dramáticas para los países más dependientes de las importaciones. La fragilidad del sistema se ve agravada por su propia estructura: no hay mucho almacenamiento de fertilizantes y además es costoso y la mayoría de los países opera bajo esquemas de provisión “just in time”, lo que limita las reservas disponibles.
Aproximadamente la mitad de los inventarios globales se concentra en China, único país con capacidad relativa para amortiguar una crisis de gran escala. A diferencia del mercado energético, no existe un organismo internacional equivalente a la Agencia Internacional de Energía que pueda coordinar la liberación de reservas en situaciones de emergencia. Los analistas advierten que el mundo podría enfrentar una secuencia de tres crisis encadenadas: la actual escasez de fertilizantes, ya en curso; una caída en los rendimientos agrícolas hacia el otoño y, como consecuencia diferida, un aumento sostenido de la inflación alimentaria hacia 2027. En su conjunto, el escenario delineado sugiere no solo una perturbación coyuntural, sino una crisis sistémica en formación, con implicancias profundas para la seguridad alimentaria global.
El gas, la clave
El gas natural ocupa un lugar central en la producción de fertilizantes, en particular en la elaboración de los nitrogenados, que constituyen el segmento más difundido a escala global. A partir de él se obtiene hidrógeno, insumo fundamental para la síntesis de amoníaco mediante el proceso Haber-Bosch, base a su vez de productos como la urea. Esta dependencia convierte al gas no solo en una fuente energética, sino en una materia prima insustituible, cuyo costo y disponibilidad inciden de manera directa en los precios y volúmenes de producción.
Las perturbaciones actuales del mercado mundial de fertilizantes deben comprenderse como el resultado de una secuencia de conflictos que han impactado, de manera acumulativa, sobre sus fundamentos estructurales. Primero fue la guerra en Ucrania que alteró profundamente el equilibrio global al involucrar a uno de los principales exportadores de insumos agrícolas: Rusia. Las sanciones, las restricciones financieras y las disrupciones logísticas redujeron la oferta internacional y elevaron los precios, en un mercado ya altamente concentrado y dependiente de pocos actores .
A este shock inicial se suma, en una segunda fase, la guerra con Irán, que ha agravado la situación al afectar el corazón energético y logístico del sistema. El bloqueo o la inestabilidad en el estrecho de Ormuz —por donde transita una porción significativa del comercio de gas y fertilizantes— ha restringido las exportaciones desde el Golfo, encarecido el gas natural (insumo esencial para los nitrogenados) y generado una fuerte contracción de la oferta global .
El resultado es una crisis superpuesta: a la disrupción productiva heredada del conflicto en Europa oriental se suma ahora un estrangulamiento energético y logístico, que ha impulsado aumentos significativos de precios que se trasladan de forma casi inmediata al sistema alimentario global, evidenciando la estrecha interdependencia entre energía, industria química y seguridad alimentaria.
Producción mundial
La producción mundial de fertilizantes constituye uno de los pilares invisibles pero esenciales del sistema alimentario global. Su magnitud, difícil de precisar con absoluta exactitud, permite sin embargo delinear con claridad su peso estratégico: diversas estimaciones, como las de Global Market Insights, sugieren que el volumen anual supera holgadamente los 200 millones de toneladas, mientras que su valor económico se ubica por encima de los 200.000 millones de dólares.
En una línea convergente, IMARC Group señala que ya en 2023 el mercado había alcanzado ese umbral, proyectando además una expansión sostenida hacia el final de la década. Estas cifras no solo evidencian la dimensión del sector, sino también su carácter profundamente estratégico, en tanto sustenta de manera directa la seguridad alimentaria mundial.
Desde el punto de vista técnico, la producción global se organiza en torno a tres grandes familias de fertilizantes. Los nitrogenados —entre ellos la urea y el amoníaco— constituyen el grupo más extendido y utilizado, debido a su impacto inmediato sobre los rendimientos agrícolas. Les siguen los fosfatados, derivados del procesamiento de rocas fosfóricas, y los potásicos, basados en la potasa. Esta tríada no solo estructura la oferta global, sino que refleja la dependencia de recursos naturales específicos y no sustituibles entre sí.
En términos geográficos, la producción presenta una notable concentración. China se erige como el principal productor y consumidor mundial, acompañada por Estados Unidos, Rusia, India y Canadá. En conjunto, estos cinco países concentran alrededor del 60% de la producción global.
A este núcleo se suman actores con especialización en recursos críticos: Marruecos, cuya relevancia en fosfatos es decisiva, y nuevamente Canadá y Rusia, que dominan la producción de potasa a escala mundial.
El comercio internacional reproduce, e incluso acentúa, esta lógica de concentración. Entre los principales exportadores se encuentran Rusia, China, Canadá, Marruecos, Estados Unidos y Arabia Saudita. No obstante, conviene subrayar que los mayores productores no siempre son los mayores exportadores: economías como China o Estados Unidos absorben una proporción significativa de su producción en el mercado interno, lo que limita su presencia relativa en el comercio global. La distribución regional refuerza esta configuración. La región de Asia-Pacífico concentra aproximadamente el 45% de la producción mundial, mientras que Europa y Asia dominan las exportaciones.
En contraste, América Latina y África presentan una participación productiva menor, a pesar de su relevancia agrícola. Esta geografía productiva no es arbitraria: responde a la disponibilidad de insumos clave —como el gas natural en el caso de los fertilizantes nitrogenados o los yacimientos minerales para fosfatos y potasa— así como al tamaño y dinamismo de los sectores agrícolas nacionales.
¿Y por casa?
Argentina es un productor de fertilizantes, pero claramente deficitario. Tiene capacidad relevante en nitrogenados (sobre todo urea) gracias al gas natural —principalmente a través de Profertil—, lo que le permite cubrir una parte importante de la demanda local en ese segmento. Sin embargo, en fosfatados y potásicos la producción es prácticamente inexistente a escala industrial, por lo que el país depende estructuralmente del exterior.
En términos agregados, Argentina no se autoabastece: cubre aproximadamente entre un 30% y 50% de su consumo con producción propia, dependiendo del año y del tipo de nutriente. Como consecuencia, el país es netamente importador de fertilizantes, con fuerte dependencia de proveedores como Rusia, China, Marruecos y Estados Unidos, especialmente para fósforo y potasio.
Las exportaciones existen pero son limitadas y concentradas en urea, sin cambiar el balance estructural negativo. En el contexto global, Argentina se ubica como productor mediano de nitrogenados pero importador neto, altamente expuesto a los precios internacionales y a la logística global de insumos agrícolas.
Inflación importada
Este incremento de costos tiende a trasladarse, total o parcialmente, a los precios de los alimentos, configurando un nuevo vector de presión inflacionaria. En la Argentina, los fertilizantes pesan, según cultivo y zona, alrededor de 9% a 22% de los costos totales directos, con mayor incidencia en maíz y trigo que en soja. Eso permite estimar que una suba internacional de 20% en fertilizantes elevaría los costos totales de producción agropecuaria aproximadamente entre 2 y 4 puntos porcentuales; una suba de 40%, entre 4 y 8 puntos; y un shock de 60%, entre 6 y 12 puntos, con el maíz y el trigo en la parte alta del rango. No es una exageración: el propio mercado internacional ya venía mostrando tensiones, y en marzo de 2026 Reuters reportó aumentos de hasta 40% en urea y de 20% en amoníaco, mientras que el Banco Mundial venía señalando que los fertilizantes habían subido 18% en 2025. En otras palabras: para el agro argentino, un shock fuerte de fertilizantes no suma “centavos”; suma varios puntos enteros al costo por hectárea y comprime márgenes rápidamente.
En inflación, el efecto sería indirecto pero relevante y, sobre todo, diferido. El FMI estimó que una suba de 10% en fertilizantes puede traducirse, con un trimestre de rezago, en una suba de 7% en los precios de los cereales; y en la Argentina el rubro Alimentos y bebidas no alcohólicas tiene una ponderación de 22,7% en el IPC nacional.
Por tanto, si el shock externo fuese de 20%, se proyectaría un impacto adicional de entre 0,3 y 0,7 puntos porcentuales sobre el IPC general en un horizonte de 6 a 12 meses; si fuese de 40%, entre 0,7 y 1,5 puntos; y si escalara a 60%, entre 1,2 y 2,5 puntos, concentrado primero en alimentos y luego propagado al resto de la cadena. Una proyección moderada es la de una presión inflacionaria persistente y escalonada, no un salto de un solo mes sino un arrastre de varios trimestres.
Fertilizantes nacionales
La limitada expansión de Profértil no responde a una única causa, sino a la convergencia de condicionantes estructurales que, en conjunto, moderan cualquier impulso inversor. Ante todo, la producción de urea está íntimamente ligada a la disponibilidad de gas natural: aun con el potencial de Vaca Muerta, la oferta no es plenamente firme a lo largo del año, pues en los meses invernales el sistema energético prioriza el consumo residencial y la generación eléctrica.
A ello se suma la escala acotada del mercado interno y la dificultad de competir en exportaciones frente a grandes productores globales de menor costo, lo que reduce los incentivos para acometer inversiones de gran magnitud. En paralelo, el entorno macroeconómico argentino introduce una capa adicional de incertidumbre —volatilidad cambiaria, restricciones regulatorias y dificultades financieras— que conspira contra proyectos intensivos en capital y de maduración prolongada. La expansión productiva exige, además, una infraestructura integrada de transporte, almacenamiento y logística que no siempre acompaña en tiempo y forma.
Negocios públicos y privados
En septiembre de 2025, Adecoagro y Asociación de Cooperativas Argentinas adquirieron el 50% de Profertil —la principal productora de fertilizantes del país, responsable de más de 1,2 millones de toneladas anuales y del abastecimiento de cerca del 80% del mercado interno— por 600 millones de dólares, compartiendo la propiedad con YPF S.A.. La operación no resulta menor si se considera que Daniel González, integrante del directorio de Adecoagro, fue designado por Luis Caputo como viceministro de Economía, con atribuciones sobre áreas estratégicas como Energía y Transporte, en una posición jerárquica superior incluso a la del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo. Este entrelazamiento entre intereses empresariales y funciones públicas reabre un interrogante recurrente en la historia económica argentina: quién define las prioridades del Estado y en beneficio de quién se ejerce el poder.
La participación de grandes actores locales, lejos de consolidar un proceso de acumulación interna, parece orientarse a estrategias de valorización financiera, donde la eventual renta obtenida no necesariamente se reinvierte en el país, sino que puede integrarse a circuitos de fuga de capitales y asociación con fondos internacionales.
La paradoja se acentúa cuando estos mismos sectores cuestionan la presión fiscal o las retenciones, al tiempo que participan activamente en procesos de extranjerización o desanclaje del excedente económico. En este contexto, la discusión trasciende lo estrictamente económico y se proyecta sobre el plano político: la necesidad de esclarecer qué compromisos asume el gobierno en el plano internacional y hasta qué punto la conducción del Estado responde a una lógica de interés nacional o a una articulación más difusa entre poder económico y decisión pública.
Efectos
Para una administración que sostiene que la inflación es, siempre y en todo lugar, un fenómeno estrictamente monetario, la intervención sobre los precios carece de legitimidad. Bajo esta premisa, el Estado no debe desacoplar los valores internos, aun frente a perturbaciones externas de gran magnitud. La estabilidad se concibe, así, como el resultado exclusivo de la disciplina fiscal y del control de los agregados monetarios, relegando a un segundo plano la dinámica de los precios relativos y su impacto social.
La consecuencia es una economía doméstica crecientemente subordinada a las cotizaciones internacionales. La Argentina no forma sus precios: los asimila. En ese proceso de traslación casi mecánica, los valores externos penetran en el tejido productivo y en la estructura de consumo sin mediaciones que atenúen sus efectos, trasladando al mercado interno la volatilidad propia de los mercados globales. Esta convergencia entre precios locales e internacionales introduce tensiones profundas en la economía nacional. Sectores vinculados a la exportación encuentran incentivos y oportunidades en el nuevo escenario, mientras que amplias franjas del entramado productivo orientado al mercado interno enfrentan un encarecimiento sostenido de sus costos y una contracción de la demanda.
El resultado es una economía escindida, en la que conviven dinámicas expansivas y recesivas bajo un mismo régimen de precios. La experiencia histórica argentina sugiere que estos procesos rara vez se agotan en el plano estrictamente económico.
La aceleración de los precios, la pérdida del poder adquisitivo y la creciente desigualdad en la distribución de los beneficios del ciclo externo suelen derivar en crisis económicas de envergadura, que, en no pocas ocasiones, desembocan en crisis políticas de igual o mayor intensidad. En tales contextos, la discusión sobre el rol del Estado deja de ser un debate teórico para convertirse en una cuestión de gobernabilidad.
El Ejecutivo decidió postergar para el 1° de mayo el aumento del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) e Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) previsto para el 1° abril, con el objetivo de contener las subas de los precios en surtidor que vienen escalando desde el recrudecimiento del conflicto en Medio Oriente, que disparó los valores internacionales del petróleo.
La medida se implementó a través del Decreto 217/2026, publicado este miércoles en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
La normativa vigente establece que el ICL y IDC deben actualizarse de manera trimestral en función de la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) nacional. Pero ya durante todo 2025 y este año el Gobierno autorizó incrementos solo parciales.
Las postergaciones en la actualización de los impuestos a los combustibles que se implementaron durante 2025 implicaron una resignación de ingresos fiscales por un total estimado de u$s2.326 millones, según un informe de la consultora Economía y Energía (EyE).
La tensión geopolítica por la guerra en Medio Oriente llevó a, entre otras cosas, encarecer el precio del petróleo. El barril de Brent superó los u$s100, lo que inevitablemente impacta en la nafta en Argentina, que acumuló un ajuste de 20% en marzo, y su valor ya llegó a los $2.000. Asimismo, registró un aumento de hasta 63,6% en el último año, que casi duplicó a la inflación en su acumulado anual, del 33,1%.
En ese marco, las empresas de colectivos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) informaron que desde este miércoles 1° de abril van a reducir su frecuencia debido al aumento en los precios del combustible, una medida que puede traer grandes complicaciones a los usuarios.
En otra medida, el Gobierno autorizó el viernes a las empresas petroleras a aumentar el porcentaje de bioetanol que llevan las naftas, hasta un máximo del 15%. Hasta el momento, el corte máximo obligatorio era del 12%. Esto, si bien no representa ningún riesgo para el motor y sus componentes, implica un uso menos eficiente, por lo que requiere un mayor consumo de combustible.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires, a través de la Subsecretaría de Energía, avanza con el desarrollo del primer dispositivo undimotriz que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad.
En ese sentido, en Pilar, se realizó la primera prueba “en seco” en la Metalúrgica Duroll, con el objetivo de probar la capacidad que tienen el brazo y la boya de soportar peso. El ensayo se realizó con el doble de la carga a soportar una vez instalados para generar energía, es decir 1,5 toneladas (1500 kg).
El sistema se basa en el uso de grandes boyas flotantes que se desplazan verticalmente con el vaivén de las olas y transmiten ese movimiento a una cadena de engranajes que lo convierte en rotación de alta velocidad, capaz de accionar un generador eléctrico. En función del diseño realizado por el equipo de ingeniería de la Universidad Tecnológica Nacional – Regional Buenos Aires, cada unidad podría producir entre 30 y 200 kilovatios de potencia, dependiendo del tamaño de la boya y de las condiciones del oleaje en el lugar donde opere.
La nueva tecnología undimotriz se montará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata, y se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre Universidad, Estado y sector privado.
El convenio que se suscribió prevé un financiamiento de USD 138.000 con fondos destinados para la Investigación y el Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos del PROINGED provienen del agregado tarifario renovable, que los usuarios abonan mensualmente en la factura de electricidad de la Provincia de Buenos Aires. Además, este proyecto cuenta también con el apoyo de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) mediante un financiamiento del Fondo de Innovación Tecnológica de Buenos Aires (FITBA).
Desde la Provincia es prioridad impulsar este tipo de proyectos estratégicos para diversificar la matriz energética y promover tecnologías innovadoras de origen nacional. Con esta iniciativa, la Provincia de Buenos Aires avanza en la generación de conocimiento y en el desarrollo de energías limpias, posicionándose como referente en la región en materia de innovación tecnológica y sostenibilidad.
La energía undimotriz es considerada una de las fuentes renovables con mayor potencial a nivel global, especialmente en regiones con fuerte dinámica oceánica como el Atlántico Sur. A diferencia de otras tecnologías renovables, como la solar o la eólica, el movimiento de las olas presenta una mayor previsibilidad, lo que la convierte en una alternativa interesante para diversificar la matriz energética.
A través del Fondo Fiduciario del Plan de Infraestructura Eléctrica de Alta Tensión, Zonas Aisladas y Zonas a Desarrollar (FOPIATZAD), el Gobierno de Mendoza abre el llamado a licitación pública para la ejecución del proyecto Estación Transformadora (ET) Mendoza Norte 220/132/13,2 kV y Obras Complementarias.
Esta obra estratégica tiene como objetivo fundamental fortalecer el sistema de transporte eléctrico, garantizando la seguridad del suministro para el Gran Mendoza y habilitando el desarrollo de energías renovables en el Norte provincial.
Un salto cualitativo para el sistema eléctrico
Actualmente, la demanda del Gran Mendoza depende del denominado «Anillo Centro», de 132 kV. El crecimiento sostenido del consumo y la falta de inversiones históricas han llevado a este sistema a operar cerca de sus límites críticos, lo que ha generado vulnerabilidades ante contingencias y limitado la conexión de nuevos usuarios.
La nueva ET Mendoza Norte permitirá:
· Descomprimir el sistema actual: reducir la carga de los tramos más comprometidos (como el vínculo Cruz de Piedra – Villa Nueva).
· Independencia operativa: disminuir la dependencia crítica de la generación de la Central Térmica Luján de Cuyo.
· Fomento a las energías limpias: facilitar puntos de inyección al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para futuros parques solares fotovoltaicos en el secano de Lavalle y Las Heras.
· Desarrollo territorial: brindar factibilidad eléctrica a emprendimientos en zonas de alta montaña y potenciar el desarrollo productivo en el norte de la provincia.
Detalles técnicos del proyecto
La obra contempla una intervención integral que incluye la apertura de la Línea de Alta Tensión (LAT) 220 kV Cruz de Piedra – San Juan, para conectar la nueva estación al sistema troncal; la construcción de la ET Mendoza Norte (220/132/13,2 kV), que implica una nueva planta equipada con tecnología de última generación en el departamento de Lavalle; la vinculación con la ET Las Heras a través del tendido de una nueva línea aérea de alta tensión de doble terna en 132 kV (11,7 km) y un tramo subterráneo de 850 metros y las adecuaciones en el sistema existente con la modernización de la ET Las Heras, ET San Martín, ET San Esteban y ET Lavalle para integrar la nueva potencia.
Enmarcado en los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU, este proyecto busca garantizar el acceso a una energía asequible, segura y moderna. Al mejorar la infraestructura de transporte, Mendoza no solo resuelve problemas operativos inmediatos, sino que se posiciona estratégicamente para liderar la transición hacia una matriz energética más sustentable.
La Municipalidad de Guaymallén avanza en una iniciativa pionera de financiamiento sostenible que permitirá generar energía propia, reducir costos y crear nuevas fuentes de ingreso con impacto ambiental positivo: el Parque Solar de Puente de Hierro.
En este sentido, el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente, alcanzó un acuerdo con el Banco Supervielle, que actuará como como organizador, estructurador, asesor y colocador del bono, consolidándose como un socio clave para el Municipio en este proceso.
La operación contempla una emisión de hasta $10.000 millones, posicionándose como una de las iniciativas de inversión verde más relevante del año dentro del ecosistema municipal. Para Guaymallén, el departamento con más de 321.000 habitantes, esta emisión representa además un hecho histórico: es la primera vez que el municipio accede al mercado de capitales, incorporando herramientas modernas, transparentes y alineadas con estándares internacionales.
Los fondos obtenidos serán destinados al financiamiento del Parque Solar Puente de Hierro, un proyecto de generación distribuida de energía renovable que contribuirá a la transición energética local, a la reducción de emisiones y a la diversificación de la matriz energética del municipio, en línea con los principios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG). Con la generación de este parque solar, el Municipio proyecta inyectar 5,4 MW de potencia al sistema de generación distribuida, equivalente a la energía que consumen los edificios municipales y las 40 mil luminarias del alumbrado público.
En este marco, el intendente Marcos Calvente destacó: “El Parque Solar nos permitirá abastecer toda la energía que ocupa el Municipio, es decir que no solo se trata de dejar de pagar o pagar menos, sino de generar un nuevo ingreso para el municipio en un contexto donde los recursos se están reduciendo y las demandas sociales aumentan. Estamos pensando en nuevas fuentes de financiamiento que sean verdes, sustentables y socialmente responsables, alineadas con los desafíos actuales.”
Financiamiento innovador con impacto ambiental
Para hacer posible esta iniciativa, el Municipio accederá por primera vez al mercado de capitales mediante la emisión de un Bono Social Verde, una herramienta moderna que permitirá financiar el proyecto con estándares internacionales de transparencia y sostenibilidad.
Calvente subrayó la magnitud del proyecto: “Es un proyecto muy ambicioso, con muy pocos antecedentes en la Argentina, y creemos que puede marcar un antes y un después en la forma de financiar obras públicas a nivel municipal. La estimación inicial marca un ahorro cercano a los 300 millones de pesos (en un cálculo preliminar). Queremos acceder al mercado de capitales con herramientas modernas, transparentes y vinculadas a impacto ambiental positivo.”
En este marco, el jefe comunal agregó que la entidad financiera ofreció condiciones inmejorables para el municipio, es decir: la operación no implicará costos para el Municipio, ya que se establecieron comisiones de organización, colocación y underwriting en cero, gastos de mercado bonificados y sin honorarios profesionales.
Supervielle: un aliado estratégico para el desarrollo sostenible
La participación de Banco Supervielle aporta expertise técnico en finanzas sostenibles, conocimiento del territorio y una trayectoria consolidada en el acompañamiento a gobiernos locales. Este vínculo permite garantizar una operación sólida, transparente y alineada con estándares internacionales ESG.
En esa misma línea, desde la entidad destacaron que esta iniciativa refleja el compromiso del Banco con el desarrollo sostenible y el fortalecimiento del financiamiento público subnacional.
Al respecto, “Acompañar esta emisión significa mucho más que estructurar una operación financiera. Es impulsar proyectos que generan impacto ambiental positivo, fortalecen la gestión pública y acercan a los municipios a los estándares internacionales de financiamiento sostenible”, señaló Verónica de los Heros, Gerente de Sustentabilidad de Supervielle.
Las acciones de la petrolera YPF subieron 30,6% en marzo en Wall Street. La empresa fue beneficiada por el salto del petróleo en medio de la guerra en Medio Oriente, así como también por el fallo a favor de la Argentina en la causa por expropiación.
En medio de una mejora del clima global en donde los principales índices de Wall Street cerraron en alza, los bonos soberanos subieron. En tanto, los ADRs se dispararon hasta 12% este martes 31 de marzo, en el último día del mes y la anteúltima jornada previo a los feriados.
En cuanto a los ADRs, registraron subas de hasta 12,2% de la mano de Banco BBVA, seguido de Grupo Supervielle (+11,7%) y Banco Macro, con el 10,5%.
Otros papeles beneficiados por la escalada del Brent fueron Vista (+30%), Edenor (+16,9%), Transportadora de Gas del Sur (+16,9%) y Pampa Energía (+13,8%).
A contramano, Corporación América acumuló una caída del 11,3% en el mes;Ternium (-7,6%), Globant (-7,3%) y MercadoLibre (-1,6%).
En paralelo, el S&P Merval avanzó 4,6% a 2.997.780,34 puntos básicos, mientras que medido en dólares se ubicó en 1.994,58 (+3,4%).
Las acciones que más suben en el panel líder son: Grupo Supervielle (+11,7%), Banco BBVA (+11,2%) y Banco Macro (+10,8%).
Los títulos en dólares operaron con subas de hasta 1,2%, encabezados por el Global 2035, además del Global 2046 y 2041, que avanzaron 1,1%. Así, el riesgo país bajó 20 unidades y cerró en 617 puntos básicos.
Pese a la suba diaria, en marzo la deuda soberana cerró con caídas de hasta 4,6% de la mano del Bonar 2041, seguida del Global 2046 (+4,3%). En ese escenario, el riesgo país cerró marzo con una alza de 65 unidades (+7,9%).
El barril de crudo brent se disparó 63 % en marzo por la guerra en Irán y el cierre al tráfico marítimo del estrecho de Ormuz.
Ese precio es clave para las petroleras que operan en la Argentina. Se trata de la mayor suba mensual desde que este tipo de crudo se convirtió en referente del mercado europeo, en 1988.
En el transcurso de la ofensiva militar de Estados Unidos e Israel contra Irán, el precio del brent tocó un máximo en 119,5 dólares por barril, el pasado 9 de marzo.
En tanto, el crudo intermedio de Texas, de referencia en Estados Unidos, cerró marzo con un ascenso del 51 %, a 101,38 dólares por barril (frente a los 67 dólares a los que se cotizaba el pasado 27 de febrero).
Desde este 1° de abril, los clientes de Edesur y Edenor observarán un incremento en sus boletas de electricidad, oficializado por el Gobierno y difundido en el Boletín Oficial.
El ajuste será del 1,98% para Edesur y del 2,04% para Edenor, y alcanzará a usuarios residenciales, comercios, industrias y clubes de barrio, dentro del contexto de la emergencia energética vigente desde diciembre de 2023.
Las subas se basan en las revisiones tarifarias quinquenales y se actualizan de acuerdo con el Índice de Precios Mayoristas (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC).
En el caso de Edesur, que brinda servicio en la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y el sur del conurbano, el ajuste combina estos indicadores con la revisión quinquenal, lo que da como resultado un incremento cercano al 2%.
Por su parte, Edenor, que abastece al noroeste del Gran Buenos Aires y a la zona norte de la Capital Federal, aplicará una suba del 2,04%.
La finalidad es asegurar que los ingresos de las distribuidoras se mantengan estables en términos reales a lo largo de un período tarifario de cinco años.
El aumento impactará tanto en usuarios residenciales con o sin subsidios como en comercios, industrias y en los Clubes de Barrio y de Pueblo inscriptos en el Ministerio de Turismo y Deportes. Esta decisión se suma al reciente incremento en las tarifas de gas, afianzando la política de actualización de precios relativos en los servicios públicos esenciales iniciada en 2023.
El próximo miércoles 8 de abril se llevará a cabo una nueva edición del Energía Estratégica Virtual Summit, un evento que reunirá en formato streaming a referentes de primer nivel para abordar los principales desafíos y oportunidades del sector.
Con cuatro paneles de debate y una conversación destacada, la agenda pone el foco en los ejes que hoy definen la toma de decisiones en el desarrollo de proyectos, con la participación de compañías de referencia como 360Energy, JA Solar, Longi, Black and Veatch, Ventus, Sungrow, SolaX Power, Solis, Sigenergy, Nextpower, S-5!, Antai, PVH, APSystems y CELTEC, actores clave en la evolución del mercado.
La jornada abrirá con una conversación destacada con el CEO de 360Energy, Federico Sbarbi Osuna, quien aportará una visión estratégica sobre el contexto actual y las perspectivas del negocio energético en la región.
En cuanto a los paneles, el bloque “Tendencias en proyectos fotovoltaicos ante las oportunidades de licitaciones y PPAs” abordará las principales tendencias que están marcando el desarrollo de proyectos de energías renovables en la región, con foco en las oportunidades que emergen en mercados donde conviven PPAs privados y esquemas de licitaciones públicas.
Los expertos debatirán cómo están evolucionando los modelos de contratación y de qué manera estos cambios están impulsando nuevas estrategias en ingeniería, desarrollo de proyectos y adopción tecnológica; como también perspectivas de precios en el actual contexto del mercado energético global y el rol de la innovación tecnológica para mejorar la competitividad de los proyectos.
El streaming continuará con el panel denominado “Almacenamiento utility-scale: cómo identificar el mejor sistema para proyectos híbridos con solar fotovoltaica y eólica”, que propone recrear el tipo de conversación que hoy se da entre las energéticas y los fabricantes de sistemas de storage al momento de definir la tecnología para un proyecto.
A partir de la experiencia de empresas que desarrollan soluciones BESS, se analizará qué aspectos valoran las utilities y desarrolladores cuando evalúan la incorporación de baterías en proyectos híbridos con solar fotovoltaica y eólica, abordando temas clave como la bancabilidad de las tecnologías, la importancia del financiamiento, la confiabilidad y durabilidad de los sistemas, así como las garantías y el soporte técnico que demandan las energéticas al trabajar con tecnologías que, en muchos casos, aún están incorporando por primera vez.
Asimismo, el panel “Trackers y estructuras fijas: cuáles son las nuevas tecnologías que demandan los proyectos fotovoltaicos” debatirá la evolución de soluciones que impactan directamente en la eficiencia y competitividad de las plantas.
Los expertos debatirán qué perfiles de proyectos resultan más adecuados para cada tecnología, cómo influyen variables como el recurso solar, la topografía, el CAPEX y la estrategia de operación, y en qué aspectos se está innovando actualmente en diseño, ingeniería y fabricación. También se dialogará sobre cómo la creciente incorporación de sistemas de almacenamiento está modificando el diseño de las plantas solares y qué implicancias tiene esto para las estructuras y trackers, entre otros puntos.
Finalmente, “Storage utility, comercial e industrial: necesidades específicas para clientes con gran consumo energético” pondrá el foco en las particularidades de la demanda y las estrategias para optimizar costos y confiabilidad.
A ello se suma que se abordarán las diferencias en los requerimientos técnicos y comerciales entre proyectos utility y aplicaciones C&I, las principales dudas que surgen en los procesos de evaluación y compra de sistemas BESS, y cómo los fabricantes están adaptando sus estrategias tecnológicas y comerciales para responder a las necesidades de clientes con alto consumo energético que buscan optimizar costos, mejorar su gestión energética y avanzar en sus objetivos de transición energética.
El evento se desarrolla en un contexto de expansión sostenida en América Latina. Durante 2025, la capacidad de generación creció un 7% interanual, con un 68% de la nueva capacidad instalada proveniente de fuentes limpias. Dentro de este crecimiento, la solar y la eólica representaron el 61% de las incorporaciones, con un aumento del 19% en su generación conjunta.
En paralelo, el almacenamiento energético comienza a escalar con rapidez. La región alcanzó 1,7 GW instalados hacia finales de 2025, con proyecciones que anticipan un crecimiento hasta 24 GW en 2030 y 46 GW en 2035, impulsando inversiones millonarias y una mayor sofisticación tecnológica en los sistemas eléctricos.
El Energía Estratégica Virtual Summit se volverá a posicionar como uno de los streamings donde confluyen ejecutivos C-Level, fabricantes, desarrolladores y proveedores estratégicos, facilitando análisis clave para el avance de nuevos proyectos y acuerdos que acompañan la transición energética en la región.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México enfrenta un proceso de selección con un nivel de competencia inédito tras la presentación de 222 proyectos finalizados que suman 37749 MW por parte de más de 80 empresas desarrolladoras.
La sobreoferta redefine los criterios tradicionales de adjudicación, ya que la convocatoria bajo el esquema de inversión mixta tiene un objetivo inicial de 7500 MW, lo que implica una presión superior al 580%.
“Considerando la sobreoferta recibida, un elemento determinante para ver si se aprueban o no las propuestas de los privados tiene que ver con los permisos y aprobaciones de obra”, advirtió Arturo Carranza, director de Proyectos de Energía en Akza Advisors, en diálogo con EnergíaEstratégica.
“Aquellos proyectos que cuentan con permisos pueden construirse y entrar en operación en tiempos más cortos, contribuyendo con ello a garantizar las necesidades energéticas del país”, agregó.
El análisis del avance regulatorio de los proyectos confirma una brecha significativa entre iniciativas maduras y aquellas en etapas tempranas. Sobre un total de los registros finalizados, solo:
105 proyectos cuentan con MIA o en trámite (≈41%)
116 proyectos presentan gestión MISSE (≈45.5%)
125 proyectos disponen de estudios de interconexión (≈49%)
91 proyectos no tienen ninguno de estos tres avances (≈36%)
Los desarrollos que ya combinan viabilidad ambiental, acceso a red y definición de terreno reducen significativamente la incertidumbre y acortan los plazos. Dentro de este universo, empresas como AES México, Atlas Renewable Energy, Invenergy, Gemex, Solarig o Cúbico concentran proyectos con distintos niveles de avance, incluyendo casos con autorizaciones ya resueltas o en etapas avanzadas, lo que los posiciona mejor frente al proceso de evaluación.
Entre los desarrollos más avanzados destacan, por ejemplo, los parques eólicos Atria Wind Farm II (259 MW) y Atria Wind Farm 1 (140 MW y 112 MW) de AES México en Nuevo León, que ya cuentan con autorización condicionada en materia ambiental y permisos de interconexión resueltos.
A estos se suma el Parque Solar Durango (270 MW y 150 MW) de la compañía, que presenta cumplimiento integral en permisos, estudios y definición de terreno. Además de iniciativas como México Lindo Solar PV I (65 MW) de Energía Aljaval en Coahuila, así como Vega Energy Project (58 MW) de Reden en Nuevo León.
También figuran proyectos con alto grado de madurez en el norte del país, como Energéo Los Molinos (171 MW) de Thermion en Tamaulipas, Energía Solar Alaia II (180 MW) de Grupo Simsa en Chihuahua, proyectos de Solarig (72 MW) y Atlántica (200 MW).
El cambio de lógica frente a esquemas anteriores resulta estructural para entender el comportamiento actual del mercado, ya que durante las subastas eléctricas implementadas tras la reforma energética, el precio de la energía era el principal factor de adjudicación.
Este punto explica en gran medida la “avalancha” de proyectos observada en la convocatoria actual, donde el capital privado vuelve a encontrar una ventana concreta de participación.
“Las subastas eléctricas se diseñaron para minimizar costos de la energía eléctrica. En el caso de la convocatoria para generación con inversión mixta el objetivo es ampliar la capacidad de generación en el sistema eléctrico nacional en el menor tiempo posible y al menor costo para el Estado mexicano”, señaló el especialista.
En este nuevo paradigma, la evaluación incorpora factores como la bancabilidad, el nivel de permisos y la necesidad de obras de refuerzo en la red, que impactan directamente en los tiempos y costos de ejecución.
“Otros elementos importantes para la asignación y aprobación de las propuestas están relacionados con qué tan atractivos son los proyectos desde la perspectiva financiera y qué tantas obras de refuerzo incluyen para que puedan conectarse a la red y entrar en operación”, advirtió Carranza.
“En la medida en que un proyecto incluye un número importante de obras de refuerzo, este se hace oneroso y poco atractivo en términos financieros”, complementó.
La variable geográfica también tendrá impacto en los resultados del proceso, particularmente en la formación de precios y competitividad regional. De acuerdo con el análisis del especialista, las regiones peninsulares —como Baja California y Yucatán— tenderán a registrar precios más altos, mientras que zonas como el noreste y noroeste podrían mostrar condiciones más competitivas.
“Resulta pertinente entender que la lógica que finalmente determinará si una propuesta se aprueba o no tiene que ver con permisos y aprobaciones de obra, bancabilidad de los proyectos y refuerzos de la red”, enfatizó Carranza.
En términos de estructura de mercado, el diseño de la convocatoria anticipa una asignación distribuida entre múltiples actores, capacidades y tecnologías, evitando una concentración excesiva. Esto se sustenta tanto en las bases del proceso como en la diversidad de participantes y se alinea con la necesidad de diversificar riesgos de ejecución en un contexto donde la prioridad es incorporar capacidad de forma rápida y confiable.
“Los desarrolladores internacionales podrán aportar la capacidad técnica y financiera para ejecutar los proyectos”, señaló el consultor.
Y cabe recordar que una parte significativa de las empresas que participaron en la convocatoria corresponde a actores globales, entre los que se destacan Cox, EDF, Atlantica, EDP, Opdenergy, Trina Solar y BayWa r.e., lo que eleva el nivel competitivo del proceso.
“Es probable que los mercados laboral y de proveeduría se ajusten, haciendo más onerosa la contratación de talento calificado y el acceso a insumos especializados”, apuntó el representante de Azka Adivsors.
“Hoy las empresas empiezan nuevamente a mostrar un interés en el sector. Aunque cauteloso, este interés está vinculado con un hecho irrefutable: el mercado de la energía es muy atractivo. La venta de energía eléctrica ya sea al suministrador básico o entre privados, es y seguirá siendo una actividad claramente rentable”, concluyó Carranza.
La Agencia Federal de Redes de Alemania (Bundesnetzagentur) publicó los resultados de las licitaciones de energías renovables cerradas el 1 de febrero de 2026, evidenciando una fuerte sobredemanda en eólica terrestre y menor participación en solar fotovoltaica sobre tejados.
En la licitación de eólica terrestre se presentaron 924 ofertas por un total de 7.858 MW, más del doble de los 3.445 MW licitados. Se adjudicaron 439 proyectos que cubren la totalidad del volumen ofertado.
Los precios adjudicados se ubicaron entre 0,0519 y 0,0564 €/kWh, equivalentes a aproximadamente 0,056–0,061 USD/kWh. El precio promedio ponderado descendió de forma significativa hasta 0,0554 €/kWh (unos 0,060 USD/kWh), frente a los 0,0606 €/kWh de la ronda anterior. Se trata del valor más bajo desde 2018, impulsado por una mayor competencia y mejoras en la eficiencia de los proyectos de energía eólica.
A nivel regional, Baja Sajonia concentró el mayor volumen adjudicado con 957 MW, seguida por Renania del Norte-Westfalia con 661 MW, Sajonia-Anhalt con 438 MW y Brandeburgo con 396 MW. En contraste, Baviera y Baden-Württemberg representaron apenas el 2% del total, reflejando desequilibrios persistentes en el desarrollo eólico dentro del país.
En el segmento de energía solar en edificios y barreras acústicas, la licitación registró menor participación. Frente a 283 MW licitados, se presentaron ofertas por 177 MW. Tras las exclusiones, se adjudicaron 85 proyectos por 155 MW, es decir, todas las ofertas válidas.
Los precios se ubicaron entre 0,0788 y 0,10 €/kWh, equivalentes a aproximadamente 0,085–0,108 USD/kWh. El promedio ponderado fue de 0,0956 €/kWh (alrededor de 0,103 USD/kWh), levemente inferior al de la ronda previa (0,0966 €/kWh). A pesar de la menor competencia, los precios se mantuvieron estables dentro del segmento de generación distribuida.
La mayoría de las adjudicaciones solares se concentraron en Renania del Norte-Westfalia (50 MW), seguida por Baja Sajonia (17 MW) y Brandeburgo (17 MW).
Las próximas rondas se celebrarán el 1 de mayo de 2026 para eólica terrestre y el 1 de junio de 2026 para solar sobre tejados, en línea con la estrategia alemana de expansión sostenida de las energías renovables.
El Comité de Ministros de Chile confirmó la resolución de calificación ambiental (RCA) favorable de 3 proyectos renovables que suman más de USD 1000 millones de inversiones en distintos puntos del país, que abarcan generación eólica, solar y hasta la expansión del sistema de transmisión.
En primer lugar, se dio curso al proyecto de Energía Renovable No Convencional (ERNC) Tarapacá, que tiene por objeto la construcción y operación de una central de generación de energía solar y eólica para su despacho al Sistema Eléctrico Nacional mediante una línea de transmisión eléctrica.
El monto de inversión asociado es de USD 200 millones y se ubicará en las comunas de Pozo Almonte y María Elena, Región de Tarapacá y de Antofagasta, respectivamente.
Luego fue el turno del Parque Eólico Rinconada, cuya inversión estimada es de USD 365 millones y que tiene por objeto la construcción y operación de una central de generación de energía solar y eólica despachada al Sistema Eléctrico Nacional mediante una Línea de Transmisión Eléctrica en las comunas de Laja y Los Ángeles, Región del Biobío.
Finalmente se revisó el Parque Eólico Los Coihues que se ubicará en las comunas de El Carmen, Pemuco y San Ignacio en Ñuble por USD 470 millones. Dicha iniciativa, también inyectará energía solar y eólica al Sistema Eléctrico Nacional mediante una línea de transmisión eléctrica.
En la reunión, en la que participaron los ministros de las carteras de Salud, May Chomalí; de Economía, Fomento y Turismo y de Minería, Daniel Mas; de Agricultura, Jaime Campos; y de Energía, Ximena Rincón, fueron analizadas las reclamaciones presentadas a los proyectos, las que fueron rechazadas en base a los informes técnicos evacuados por distintas instituciones al Servicio de Evaluación Ambiental.
Al terminar el Comité, la ministra de Medio Ambiente, FranciscaToledo, comentó: “Es un hito la realización de este Comité, no solo porque es el primero de la administración del presidente José AntonioKast, sino que también porque empezamos a dar cumplimiento al instructivo presidencial que nos mandata a resolver la serie de reclamaciones que están pendientes».
«Esto implica una nueva lógica de trabajo: tendremos, al menos, una sesión mensual, dándole agilidad y diligencia al procedimiento de evaluación ambiental”, agregó.
La bancabilidad de los proyectos renovables en Argentina está hoy determinada por una combinación de factores técnicos, regulatorios y financieros que deben alinearse desde las primeras etapas de desarrollo.
Esta fue una de las principales conclusiones que dejó Angie Salom, Energy Manager LAC en FMO, durante una entrevista exclusiva en el marco de FES Argentina 2026, donde analizó las condiciones actuales del mercado desde la perspectiva de la banca de desarrollo.
Desde ese enfoque, la evaluación de un proyecto comienza mucho antes del cierre financiero, integrando estructura de financiamiento, calidad contractual y solidez de la demanda.
“Comenzamos por la estructura financiera, sea project finance o financiamiento corporativo, y quiénes son los clientes de nuestro cliente”, explicó Salom, destacando que la visibilidad de ingresos y el perfil de los off-takers resultan determinantes.
Además, en los últimos años, la evolución de los contratos PPA y de los incentivos permitió mejorar la calidad de los proyectos desde el punto de vista financiero, acercándolos a estándares internacionales.
Sin embargo, la consolidación de este proceso aún depende de la estabilidad de las reglas y de la capacidad del sistema para acompañar el crecimiento.
Dentro de este esquema, la infraestructura eléctrica emerge como una restricción estructural que condiciona directamente la expansión del sector, ya que la disponibilidad de capacidad de transporte no solo define la viabilidad técnica, sino que impacta en la estructuración de contratos y en la previsibilidad de ingresos.
Esta limitación se vuelve crítica en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), donde la saturación en distintos nodos restringe el ingreso de nueva generación.
En este contexto, las recientes definiciones regulatorias buscan ordenar el funcionamiento del mercado y generar nuevas señales para la inversión. Por un lado, la Resolución SE N°400/2025 establece las bases de un nuevo modelo eléctrico que redefine el funcionamiento del mercado a término, con mayor protagonismo de los contratos privados entre generadores y grandes usuarios, y reglas más claras para la comercialización de energía.
Por otro lado, la incorporación de esquemas como la ya adjudicada licitación AlmaGBA (713 MW designados) y la vigente convocatoria AlmaSADI (objetivo de 700 MW BESS) introduce nuevas herramientas para gestionar la capacidad del sistema y promover inversiones en almacenamiento con contratos de largo plazo —hasta 15 años— para proyectos que aporten flexibilidad al sistema.
Para los financiadores, estos instrumentos son determinantes porque reducen la incertidumbre operativa y mejoran la previsibilidad de los flujos de ingresos, dos variables clave en la evaluación de riesgo.
A pesar de estos desafíos, Argentina continúa posicionándose como un mercado con oportunidades relevantes dentro de la región, impulsado por la calidad de sus recursos y el desarrollo acumulado en la última década.
“Muchos proyectos se vuelven financiables, dan retornos y tienen certeza regulatoria y sectorial”, señaló Salom, al destacar los avances que permitieron consolidar una base de proyectos más robusta.
Este crecimiento fue acompañado por la participación activa de entidades internacionales como FMO, que mantiene presencia en el país desde hace más de diez años, apoyando principalmente proyectos eólicos y solares junto a los principales actores del mercado.
El rol de estos bancos no se limita al financiamiento, sino que incluye la estructuración de soluciones adaptadas a distintos perfiles de riesgo, combinando instrumentos como project finance, financiamiento corporativo y emisiones en mercados de capitales.
Además, la articulación con bancos multilaterales y europeos permite ampliar la capacidad de fondeo y distribuir riesgos, lo que resulta clave en proyectos de gran escala.
De cara al crecimiento esperado del sector, el principal desafío pasa por movilizar el volumen de capital necesario para acompañar el pipeline de proyectos. La magnitud de las inversiones requeridas obliga a activar todas las fuentes de financiamiento disponibles.
“Todas las opciones serán necesarias dado el gran volumen de proyectos y las necesidades de financiamiento”, afirmó Salom.
Esto implica no solo atraer capital internacional, sino también fortalecer el mercado local, desarrollar instrumentos financieros y generar condiciones que permitan escalar el financiamiento de manera sostenida.
En este escenario, la evolución del sector renovable en Argentina estará definida por la capacidad de consolidar condiciones de bancabilidad, resolver restricciones en transmisión y sostener un marco regulatorio que acompañe el crecimiento. La alineación de estos factores será determinante para que el país logre transformar su potencial en desarrollo efectivo.
El Ministerio de Minas y Energía expidió laResolución 40178 / 2026, que define las reglas generales para la implementación de mecanismos de contratación a largo plazo de energía limpia e introduce un cambio estructural al integrar el almacenamiento dentro de las subastas renovables.
¿Por qué? El nuevo marco permite integrar en un mismo mecanismo proyectos de generación, baterías, transmisión y distribución, marcando un cambio estructural en la planificación del sistema.
Esta normativa, junto con el Decreto 1091 del 16 de octubre de 2025, habilita al Gobierno aconvocar mecanismos competitivos sin depender de nuevas reglas en cada proceso.
El punto más llamativo es la inclusión explícita del almacenamiento como componente del sistema eléctrico, permitiendo gestionar la variabilidad de las fuentes renovables y mejorar la confiabilidad operativa. En este nuevo esquema, las subastas dejan de centrarse únicamente en generación y pasan a contemplar soluciones integrales.
En línea con ello, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, sostuvo: “Este nuevo modelo de contratación permitirá la suscripción de contratos de energía de largo plazo con una duración de hasta 15 años, otorgando previsibilidad a los desarrolladores y facilitando el financiamiento de proyectos».
Al mismo tiempo, el diseño responde a la necesidad de diversificar la matriz energética y fortalecer la resiliencia frente al cambio climático, promoviendo la incorporación de nuevas tecnologías y el uso eficiente de los recursos disponibles.
El nuevo esquema fija condiciones de largo plazo para atraer inversión y reducir la volatilidad tarifaria, uno de los principales desafíos del sector eléctrico colombiano. La adjudicación se realizará mediante un algoritmo de optimización que combina ofertas de compra y venta, con el objetivo de maximizar el beneficio para el usuario final y garantizar eficiencia en costos.
A su vez, el Ministerio podrá convocar estos mecanismos en función de las condiciones del mercado, riesgos de desabastecimiento o metas de política energética, lo que introduce mayor flexibilidad en la planificación del sistema.
En paralelo, el Gobierno anticipa la implementación del esquema en el corto plazo. En ese sentido, Palma señaló: “Incorporará de manera integral proyectos con fuentes de energía limpia, sistemas de almacenamiento con baterías y diferentes productos horarios”, consolidando un modelo más flexible y robusto.
La resolución también redefine las obligaciones de los actores del mercado, estableciendo que los generadores deberán garantizar la entrada en operación de los proyectos y cumplir con cronogramas técnicos, mientras que los comercializadores deberán asegurar el pago de la energía contratada mediante garantías financieras.
Además, el esquema incorpora un sistema de garantías basado en criterios de proporcionalidad, necesidad y eficiencia económica, evitando barreras de entrada y promoviendo una participación más amplia de agentes.
En términos institucionales, se introduce una entidad encargada de administrar el mecanismo, centralizando contratos, garantías y procesos, lo que mejora la transparencia y ejecución de las subastas.
Finalmente, el impacto esperado se traslada al usuario final, en línea con el objetivo de lograr un sistema más competitivo, con mayor disponibilidad de suministro y menor exposición a escenarios de escasez.
La compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional
Compañía Mega celebra 25 años de trayectoria reafirmando su compromiso con el desarrollo energético de la Argentina. El aniversario encuentra a la empresa en pleno proceso de crecimiento, con obras en ejecución, mayor capacidad operativa y un ambicioso plan de inversiones orientado a acompañar la expansión de Vaca Muerta, fortalecer tanto las exportaciones como el abastecimiento del mercado interno.
Desde su puesta en marcha en abril de 2001, MEGA ocupa un lugar estratégico dentro del sistema energético nacional. Con presencia industrial en la Cuenca Neuquina y en Bahía Blanca, la compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional, y consolidarse como uno de los principales actores del segmento midstream en el país.
Ciclo de expansión
El nuevo ciclo de expansión que atraviesa la empresa se apoya en inversiones de escala. En Bahía Blanca avanza la ampliación de la Planta Fraccionadora, donde el Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) permitirá incrementar en un 50% la capacidad operativa. En paralelo, la compañía presentó un proyecto de inversión de US$ 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que forma parte de un plan integral de expansión 2023–2028 por un total de USD 650 millones. El objetivo es ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.
Ese crecimiento se sustenta en una infraestructura que hoy resulta clave para el funcionamiento del sistema energético argentino. MEGA procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un esquema industrial integrado que incluye una Planta Separadora en Loma La Lata (Neuquén), una Planta Fraccionadora en Bahía Blanca y un poliducto de 600 kilómetros que conecta ambas instalaciones atravesando cuatro provincias. A lo largo de estos 25 años, la compañía desarrolló esta capacidad con estándares sostenidos de confiabilidad operativa, seguridad, innovación y excelencia operacional.
La trayectoria de Compañía MEGA
En términos de mercado, MEGA es el principal exportador argentino de GLP (propano y butano) y de gasolina natural, y además el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local. De acuerdo con las proyecciones de esta nueva etapa, cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a exportaciones —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% restante se orientará al mercado interno, con foco en el suministro de etano.
“A 25 años de su inicio, la historia de Compañía Mega es la de un crecimiento sostenido y una visión de largo plazo. No sólo por la escala industrial alcanzada, sino por su capacidad de seguir ampliándose al ritmo de una matriz energética en transformación. En un contexto en el que la infraestructura es una condición indispensable para convertir recursos en desarrollo, MEGA reafirma su rol como protagonista en la generación de valor, divisas y competitividad para la Argentina”, aseguraron desde la empresa.
El CEO de Continental Resources, Doug Lawler, uno de los ejecutivos más influyentes del shale estadounidense, afirmó en el CERAWeek que la producción de petróleo de EE.UU. entrará en una fase de estabilización o declive en los próximos 5 a 10 años.
Y fue directo: ese vacío será cubierto por Vaca Muerta. La declaración no proviene de un analista ni de un académico, sino de una compañía que perforó decenas de miles de pozos y lideró la revolución energética norteamericana.
Lawler explicó que Bakken y Eagle Ford ya alcanzaron su techo, y que el Permian —último motor del crecimiento— también se acerca a su límite geológico. La industria estadounidense sostiene volúmenes con laterales más largos, mayor intensidad de fractura y eficiencia operativa, pero la roca muestra signos de madurez. En ese escenario, el mundo necesita un nuevo polo de oferta capaz de aportar volúmenes materiales y previsibles.
Para Continental, ese polo es Vaca Muerta. La empresa comparó la calidad de la roca argentina con la suma de Bakken, Eagle Ford y Wolfcamp, y señaló que el país está en una etapa equivalente a la de EE.UU. entre 2008 y 2010, pero con tecnología más avanzada y sin riesgo exploratorio. El cuello de botella no es geológico: es capital, servicios y talento técnico.
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La compañía elogió las reformas del Gobierno y pidió no repetir errores de otros estados norteamericanos, donde aumentos impositivos o cambios regulatorios provocaron la migración inmediata de equipos. La advertencia es clara: la ventana de oportunidad existe, pero depende de reglas estables y de la capacidad de escalar infraestructura, servicios y formación.
La frase de Lawler sintetiza un cambio de época. Vaca Muerta deja de ser un proyecto nacional y pasa a ocupar un lugar en el equilibrio energético global. No es una aspiración: es una necesidad del mercado internacional frente al agotamiento del shale estadounidense. La discusión ya no es si Argentina puede producir más, sino si puede hacerlo a la velocidad que el mundo demanda.
Pampa Energía colocó USD 200 millones en Obligaciones Negociables Clase 27 a una tasa de 5,49% anual en dólares, el costo de financiamiento más bajo obtenido por una empresa argentina para un plazo de tres años.
La demanda superó los USD 425 millones, más del doble del monto adjudicado, lo que obligó a un prorrateo del 87,7% entre los inversores interesados.
La operación se destaca en un contexto donde el Estado argentino paga entre 8% y 9% para colocar deuda y otras compañías locales con buen crédito convalidan tasas de entre 6% y 7,5%. El diferencial refleja un fenómeno claro: el mercado percibe menor riesgo en el flujo de fondos de Pampa que en el soberano y premia su exposición al negocio energético con salida exportadora.
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Los fondos se destinarán a acelerar el plan de inversión en Vaca Muerta y en áreas gasíferas y petroleras clave. La compañía proyecta ampliar producción en El Mangrullo y Sierra Chata, y consolidar el desarrollo de Rincón de Aranda, bloque del que pasó a controlar el 100% tras comprarle el 45% a TotalEnergies. En paralelo, Pampa ya presentó su adhesión al RIGI, lo que le permitirá escalar proyectos de mayor envergadura.
La ON se estructuró a tres años, con vencimiento en abril de 2029, amortización bullet y calificación AAA (arg) por parte de FIX. El resultado confirma que, en un mercado financiero todavía frágil, el sector energético se consolidó como el principal ancla de confianza: las empresas con proyectos claros, activos en Vaca Muerta y capacidad exportadora acceden a tasas que el propio Estado no consigue, y eso redefine dónde se concentra hoy el crédito de mejor calidad en la economía argentina.
Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria Energy y con José Luis Manzano como socio local, avanzará con la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para un proyecto de alrededor de USD 6.000 millones en Vaca Muerta.
El plan incluye el desarrollo de áreas en el este del shale y la incorporación de un nuevo activo que la compañía está en proceso de adquirir, junto con la puesta en marcha de un tercer equipo de perforación.
El movimiento se suma a los anuncios de otros grandes jugadores: Tecpetrol, de Paolo Rocca, presentó un proyecto por USD 2.400 millones, y Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, uno por USD 4.500 millones. El de Phoenix–Mercuria–Manzano se perfila como el de mayor escala entre los tres, y refuerza la competencia por volumen, áreas y capacidad exportadora dentro de Vaca Muerta.
El RIGI ofrece beneficios fiscales, estabilidad normativa y garantías frente a cambios regulatorios, con un esquema pensado para proyectos de largo plazo. Para el CEO de Phoenix, Pablo Bizzotto, el régimen “traslada virtualmente a un país desarrollado en tu activo”, al reducir el riesgo político y mejorar la previsibilidad de flujos de caja. La empresa ya produce unos 22.000 barriles diarios y proyecta crecer más de 260% hacia fin de década.
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El despliegue coincide con la ampliación del sistema de Oldelval y la construcción de nueva infraestructura de transporte de crudo, clave para sostener el aumento de producción y las exportaciones. En un contexto de precios internacionales altos y producción local cercana a los 900.000 barriles diarios, el proyecto busca aprovechar la ventana de oportunidad para posicionar a Argentina como proveedor estable en el mercado global.
La decisión de Phoenix de profundizar su apuesta en el país, luego de que compañías como Exxon, TotalEnergies y Equinor vendieran activos, reconfigura el mapa de poder en Vaca Muerta. Con Rocca, Mindlin y Manzano–Mercuria compitiendo bajo el paraguas del RIGI, la discusión económica se desplaza hacia la calidad de las reglas, la capacidad de ejecución y la velocidad para transformar compromisos de inversión en producción, exportaciones y divisas efectivas.
El secretario general del Sindicato Petrolero de Chubut, Jorge Ávila, confirmó un principio de acuerdo con Pecom para sostener la actividad en Manantiales Behr, uno de los yacimientos convencionales más importantes de la Cuenca del Golfo San Jorge.
El entendimiento llega después de semanas de tensión por la incertidumbre sobre inversiones y continuidad operativa.
Pecom ratificó un paquete de inversiones que incluye USD 110 millones para perforación y la puesta en marcha de al menos un equipo perforador, condición clave para mantener la actividad. También comprometió USD 80 millones adicionales para el desarrollo de Campamento Central, donde se prevén nuevos pozos antes de su conexión a plantas de polímeros. El anuncio se suma a la inyección de USD 150 millones realizada por el grupo Pérez Companc tras la compra del activo a YPF.
El sindicato advierte que la estabilidad depende de que el equipo perforador llegue efectivamente al campo. Según Ávila, hay 300 puestos de trabajo en riesgo si la actividad no se sostiene. La conciliación obligatoria sigue vigente y las negociaciones incluyen la prórroga del Convenio 605/10, que regula ingresos, adicionales, horas y viáticos. “Vamos a defender cada derecho adquirido”, afirmó el dirigente.
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La cuenca atraviesa una transición estructural: menos perforación, más recuperación secundaria y terciaria, mayor uso de polímeros y menor demanda de mano de obra directa. Este cambio explica la tensión entre inversión, productividad y empleo. El Gobierno provincial exige a Pecom un programa de actividad detallado, con montos, cronogramas y garantías de continuidad operativa.
El acuerdo abre una ventana de estabilidad, pero no despeja todas las dudas. La pregunta central es si el nivel de inversión comprometido alcanzará para sostener el ritmo productivo que tenía YPF y evitar una caída en la demanda de servicios. En una cuenca madura donde cada equipo define empleo, actividad y recaudación, la continuidad de Manantiales Behr es un factor crítico para la economía regional y para la cadena de proveedores que depende de su operación diaria.
El Instituto Vaca Muerta (IVM), impulsado por YPF y la Fundación YPF, se consolidó como la infraestructura educativa más relevante del sector energético.
En su primera convocatoria recibió más de 17.000 inscripciones, una cifra que supera por seis veces la capacidad anual del centro y que confirma la magnitud del interés laboral que genera Vaca Muerta en todo el país.
El instituto funciona en el Polo Tecnológico de Neuquén y proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 técnicos por año. La propuesta incluye formación inicial para operadores de perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación y plantas de tratamiento. También ofrece cursos de seguridad operativa y programas de actualización para trabajadores con experiencia. Todos los trayectos son gratuitos.
La infraestructura del IVM replica condiciones reales de campo. Cuenta con simuladores educativos y operativos, laboratorios técnicos, equipamiento industrial y un Pozo Escuela ubicado a 30 kilómetros, donde los alumnos realizan maniobras equivalentes a las de un yacimiento activo. La combinación de simulación y práctica controlada reduce la curva de aprendizaje y estandariza competencias críticas para el upstream no convencional.
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El perfil de los inscriptos muestra un fenómeno social: el 55% proviene de Neuquén, seguido por Río Negro, Buenos Aires y Mendoza. La mayoría tiene entre 20 y 35 años, lo que evidencia que Vaca Muerta se consolidó como uno de los polos de empleo joven más dinámicos del país. Además, más de 6.200 profesionales se postularon para integrar el cuerpo docente, un volumen inédito para un centro técnico.
El IVM no solo forma operadores: ordena la oferta laboral, profesionaliza el acceso a la industria y genera estándares comunes para toda la cadena de valor. En un contexto donde la productividad depende del capital humano, la decisión de YPF de institucionalizar la formación técnica coloca a Vaca Muerta en una posición competitiva frente a otros polos energéticos globales. La masividad de inscripciones confirma que el instituto no es un complemento, sino un pilar estructural del desarrollo shale argentino.
El intendente de Godoy Cruz, Diego Costarelli, reunió a más de 30 empresas en un encuentro organizado junto a la Fundación Pilares, y se convirtió en el primer jefe comunal en abrir explícitamente las puertas del municipio al desarrollo minero.
La iniciativa se alinea con el Plan Pilares, la hoja de ruta provincial para habilitar la extracción de cobre y atraer inversiones bajo estándares ambientales exigentes.
El municipio definió tres líneas de acción: formación de talento técnico, fortalecimiento del ecosistema empresarial y articulación directa con la estrategia provincial. El objetivo es preparar a la ciudad para captar servicios, tecnología y logística vinculados a la minería, aun sin tener yacimientos propios. La apuesta es posicionarse como ciudad soporte, un rol clave en provincias donde la cadena de valor se expande más allá de las zonas extractivas.
Costarelli planteó que Mendoza atraviesa “una transformación profunda” y que la minería requiere territorios preparados para acompañar inversiones de largo plazo. También destacó la importancia de la articulación público–privada y proyectó potenciar espacios como Arizu, donde conviven industrias tradicionales y nuevas actividades productivas.
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La Fundación Pilares valoró que Godoy Cruz sea el primer municipio en sumarse activamente al proceso y subrayó la necesidad de impulsar una minería sostenible con reglas claras. El encuentro funcionó como punto de partida para construir un clúster de servicios capaz de abastecer a futuros proyectos de cobre y a la cadena de proveedores que demanda la provincia.
El movimiento del municipio marca un cambio de actitud dentro del mapa productivo mendocino. Anticiparse, ordenar capacidades locales y alinearse con la estrategia provincial permite que los territorios urbanos no queden al margen del ciclo minero. La decisión de Godoy Cruz muestra que la competitividad no depende solo del recurso, sino de la capacidad institucional para prepararse a tiempo y no ver pasar las oportunidades.
El último informe de validación de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI) ubicó a Argentina con 80 puntos y destacó a Mendoza como una de las jurisdicciones subnacionales con mejor desempeño.
El ranking evalúa la calidad de los sistemas de información, la accesibilidad de los datos y la claridad de las reglas que rigen la minería, el petróleo y el gas.
El EITI exige publicar información sobre licencias, contratos, producción, pagos y distribución de ingresos. Además, incorpora la divulgación del rol del Estado en empresas públicas y la identificación de beneficiarios reales. Mendoza fue reconocida como provincia implementadora, lo que implica que ya opera con sistemas concretos de información y no solo con compromisos declarativos.
La provincia se destacó por la publicación de datos ambientales, la digitalización de procesos administrativos y la transparencia en licencias. También avanzó en la divulgación del rol de empresas estatales como Impulsa Mendoza y EMESA, ampliando el alcance del estándar hacia la gestión pública. El informe señala que la claridad de reglas reduce la discrecionalidad y mejora la previsibilidad para todos los actores.
Argentina incorporó el EITI en 2019 y sumó provincias como Catamarca, Río Negro, Salta, San Juan, Santa Cruz, Mendoza y Jujuy. Sin embargo, persisten desafíos: la falta de información pública sobre beneficiarios reales, la divulgación limitada de contratos y la ausencia de provincias clave como Neuquén y Chubut dentro del esquema.
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La transparencia se consolida como un factor económico en sectores que requieren inversiones intensivas y horizontes largos. Reglas claras, estabilidad institucional y acceso a información verificable reducen el riesgo regulatorio y fortalecen la licencia social. En este contexto, el desempeño de Mendoza mejora su competitividad y la posiciona como una jurisdicción confiable para proyectos extractivos con estándares ESG exigentes.
La consolidación del EITI en la provincia abre una oportunidad para ordenar el debate público sobre minería y energía con datos objetivos. Además, refuerza la institucionalidad provincial y genera un entorno más previsible para proveedores, inversores y empresas que buscan operar bajo marcos regulatorios estables y transparentes.
FoMiCruz inició una nueva campaña de perforaciones en el yacimiento San Agustín, dentro del Macizo del Deseado.
El operativo cubre 6.000 hectáreas y busca consolidar información geológica antes del receso invernal. La empresa provincial trabaja con equipos propios, campamento móvil y conectividad satelital para sostener tareas en zonas remotas.
La campaña se concentra en oro y plata, dos minerales con fuerte presencia en la provincia. Además, el Directorio evalúa ampliar la exploración hacia uranio y tierras raras, un grupo de elementos críticos para la industria tecnológica y la transición energética. Las primeras anomalías se detectaron en áreas como Meseta Sirven, donde se prevén estudios adicionales.
Santa Cruz es la principal productora de oro del país y la segunda de plata. En 2025 exportó más de USD 1.800 millones en minerales metalíferos y generó alrededor de 9.000 empleos directos e indirectos. El Macizo del Deseado concentra mineralización epitermal de baja sulfuración, antecedentes de uranio y condiciones geológicas favorables para elementos estratégicos.
FoMiCruz administra más de 20.000 hectáreas en permisos y concesiones. Además, participa en asociaciones con empresas privadas y genera información geológica para atraer nuevas inversiones. La diversificación hacia minerales críticos se apoya en modelos geológicos 3D, laboratorios actualizados y convenios con universidades nacionales.
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La demanda global de tierras raras creció 40% entre 2017 y 2024, impulsada por autos eléctricos, turbinas eólicas y electrónica de consumo. China controla más del 80% del procesamiento mundial, lo que aumenta el valor estratégico de cualquier descubrimiento fuera de Asia. En este contexto, la exploración en Santa Cruz abre oportunidades para proveedores, servicios especializados y logística regional.
La decisión de ampliar la matriz minera hacia minerales críticos fortalece la competitividad provincial y mejora las perspectivas de inversión. Si las perforaciones confirman el potencial del Macizo del Deseado, Santa Cruz podrá posicionarse en un segmento de alta demanda global, con impacto directo en empleo, infraestructura y actividad productiva.
El gobernador Rolando Figueroa confirmó la pavimentación de la Ruta Provincial 8, un corredor clave que conectará Neuquén capital con Rincón de los Sauces, uno de los polos operativos más importantes de Vaca Muerta.
La obra será la primera financiada por el fideicomiso petrolero, un mecanismo que integrará aportes de la Provincia y de las operadoras mediante peaje y anticipo de regalías.
La Ruta 8 permitirá reducir tiempos logísticos, mejorar la seguridad vial y acompañar el crecimiento productivo del norte neuquino. Además, aliviará la presión sobre rutas saturadas y facilitará el movimiento de equipos, insumos y personal técnico hacia las áreas de mayor actividad shale.
El fideicomiso petrolero se encuentra en proceso de constitución y será enviado a la Legislatura para su aprobación. El esquema prevé financiamiento continuo para obras de infraestructura vial, energética y urbana vinculadas al desarrollo hidrocarburífero. En paralelo, la Provincia avanza con la pavimentación de la Ruta Provincial 6 y con inversiones superiores a $3.000 millones en el sistema de agua potable de Rincón de los Sauces.
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El anuncio reunió a autoridades provinciales, municipales, sindicales y a representantes de YPF, Chevron, Pluspetrol y Tecpetrol. La articulación multisectorial busca sostener el ritmo de inversiones y garantizar infraestructura acorde al crecimiento proyectado hacia 2030.
La pavimentación de la Ruta 8 marca un cambio de escala en la planificación vial de Neuquén. La decisión de financiar obras mediante un fideicomiso petrolero permite acelerar proyectos críticos y reducir la dependencia del presupuesto corriente. Si el esquema se consolida, la provincia podrá mejorar su competitividad logística, fortalecer la cadena de proveedores y asegurar condiciones estables para el desarrollo sostenido de Vaca Muerta.
La empresa salteña Flytec incorporó un avión Dash 8-400 para ampliar su operación en los corredores mineros de la Puna.
La aeronave fue presentada en el Aeropuerto Martín Miguel de Güemes, con la participación del gobernador Gustavo Sáenz y autoridades de la Administración Nacional de Aviación Civil (ANAC). El nuevo equipo se destinará al traslado de personal hacia los proyectos de litio y oro que avanzan en altura.
El Dash 8-400 tiene capacidad para 78 pasajeros y está diseñado para operar en pistas cortas y condiciones de baja densidad de aire. Además, permite reducir tiempos de traslado hacia los salares y mejorar la seguridad operativa en zonas cordilleranas. Flytec realiza 500 vuelos mensuales en promedio y consolida su posición como proveedor estratégico para la minería del NOA.
En paralelo, el Gobierno de Salta destacó el crecimiento del sector. La provincia cuenta con cuatro empresas exportando litio, la mina Lindero en producción y más de 40 proyectos en distintas etapas de desarrollo. La incorporación del nuevo avión acompaña la expansión de la demanda logística generada por compañías como Río Tinto, principal usuaria del servicio.
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La aeronave también podrá utilizarse para traslados sanitarios especializados, un punto relevante para operaciones en altura. Además, fortalece la infraestructura aérea provincial en un contexto de mayor actividad minera y mayor circulación de personal técnico.
La incorporación del Dash 8-400 muestra cómo los proveedores locales escalan su capacidad para acompañar el crecimiento minero. La logística aérea se vuelve un componente clave para sostener operaciones en altura y mejorar la competitividad regional. En este contexto, inversiones privadas como la de Flytec fortalecen la cadena de valor y consolidan a Salta como un nodo estratégico para la minería del NOA.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad dispuso, a través de una serie de resoluciones oficializadas, que van desde la 180 a la 198/2026, las subas mensuales para los diversos componentes del transporte y la distribución de energía eléctrica, con vigencia a partir del 1 de abril.
Se trata de la aplicación de ajustes mensuales (en 31 cuotas consecutivas) surgidos de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), que se inició en junio de 2025.
También, de la actualización mensual de los Valores Horarios que aplica sobre el Equipamiento Regulado y las Remuneraciones de las Transportadoras de energía en Alta Tensión, que se mantendrá durante los cinco años que deben transcurrir hasta la próxima RQT.
Tal actualización se dispone aplicando un índice combinado del IPIM y del IPC en proporciones de 67 % y 33%, respectivamente. Considerando sus valores de febrero, en abril aumentan 1,61 por ciento.
En el caso de las Distribuidoras Edesur y Edenor, sendas resoluciones determinaron subas a partir de abril del 1,98 % sobre el valor de marzo en el item Costo Propio de Distribución (CPD) para Edesur, y del 2,04 % para el CPD de Edenor.
El Valor Agregado de Distribución Medio (VAD) será de $ 55,90 para Edesur, y de $ 60,74 para Edenor.
En base a anexos que se adjuntan a las resoluciones, en el caso de un usuario Residencial de Edesur con un consumo mensual de entre 401 y 500 kw el Costo Fijo a facturar es de $ 10.295,46 por mes, mas un Costo Variable de $ 25,16 por kw. consumido.
Para los usuarios Residenciales también se adjuntaron los nuevos cuadros tarifarios Sin Subsidio, los cuadros tarifarios Con Subsidio parcial, y los cuadros tarifarios para Clubes de Barrio y de Pueblo.
Según lo dispuesto por el ministerio de Economía (a través de la Secretaría de Energía) rige el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) para usuarios Residenciales, que afecta a sectores de ingresos medios.
El SEF se aplica a Consumos Base residenciales de hasta 300 kw/h en los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre. Y hasta un consumo mensual de 150 kw/h en las facturas por los meses de marzo, abril, setiembre, octubre y noviembre. Este dato es relevante para tratar de morigerar el consumo y no incrementar la factura.
Al respecto, se dispuso para el transcurso de 2026 una “Bonificación Adicional Extraordinaria” sobre el Consumo Base de hasta 25 % , en función de cierta “gradualidad” en la aplicación del nuevo régimen de subsidios.
Las nuevas Resoluciones oficializadas comprenden a las empresas Transener, TransBa, TransNoa, TransNea, Distrocuyo, Transcomahue, TransPa, EPEN, InterAndes, Transacue, DPEC, Enecor, Edersa, Litsa, Limsa, Yacylec, Edesur y Edenor.
El subprocurador del Tesoro, Juan Ignacio Stampalija, reconstruyó la estrategia de la defensa en el juicio por la expropiación de YPF que en primera instancia obliga al Estado argentino a desembolsar 16.100 millones de dólares más intereses y la Corte de Apelaciones revocó el viernes pasado.En diálogo con Nicolás Gandini, director de EconoJournal, el funcionario explicó en la última emisión de Dínamo cómo se gestionó el apoyo de actores internacionales clave y la resistencia ante un proceso de discovery que buscó, de forma agresiva, forzar el desacato del Estado. Además, dejó en claro lo que les pidió Javier Milei: «Si la directiva presidencial hubiera sido buscar un acuerdo, habríamos intentando bajar el monto, pero fue que teníamos que ganar», aseguró.
Nicolás Gandini: -Cuando ustedes arrancan o hacen esa especie de introducción o diagnóstico del caso, heredan una sentencia negativa por 16.000 millones de dólares. ¿Cuáles son los elementos que ven y cómo arman esa estrategia?
Juan Ignacio Stampalija: -Voy a hacer una pequeña aclaración. Nosotros asumimos en febrero del año pasado. En el primer año del gobierno del presidente Milei la defensa estuvo a cargo principalmente de Andrés de la Cruz, siempre liderado por María Ibarzábal y todo el equipo jurídico del gobierno. Cuando asumió el gobierno se acababa de recibir este fallo que básicamente era el peor fallo que podía recibir la República. La jueza había fallado en contra de Argentina en el peor escenario posible. Primero había fallado en contra en lo jurisdiccional, después en el fondo y en los intereses adoptó el peor criterio para la Argentina, en daños había adoptado el peor criterio para la Argentina. era un fallo que había plasmado el peor escenario posible en contra del país.
Nicolás Gandini, director de EconoJournal; junto a Juan Ignacio Stampalija, subprocurador del Tesoro de la Nación.
Hay que tener presente que el ratio de revocaciones de la Cámara de Apelación del Segundo Circuito respecto de fallos de primera instancia ya de por sí es bajo, es alrededor de 15%, y en el caso particular de fallos de la jueza Preska es todavía menor, 7 u 8 por ciento. El escenario claramente no era un fácil. Con respecto a lo jurídico, a lo estrictamente jurídico, en el gobierno estábamos convencidos de que ese fallo estaba mal porque era un fallo de derecho argentino y se aplicaba el derecho argentino de una forma que creemos nosotros —y ahora también cree la Cámara de Apelaciones— que era incorrecto de acuerdo al derecho argentino.
Juan I. Stampalija de @ProcuTesoroAR sobre el control de daños en el juicio a #YPF: “La orden del Presidente fue defender con uñas y dientes. Era clave evitar el desacato”
Entonces se trabajó partiendo de la idea de que había que revertir ese fallo, pero que no alcanzaba solo con esa cuestión. Entonces ahí se trabajó sobre tres o cuatro ejes. Por eso lo que dijo la doctora Ibarzábal respecto a una estrategia multifocal o multidimensional. Primero nos parecía clave atacar una cuestión que era el daño reputacional que la Argentina tenía ante los tribunales de Estados Unidos. La Argentina ya por casos de holdouts e inclusive anteriores, para que te des una idea, el leading case sobre si las cuestiones de deuda soberana tienen inmunidad o no es un caso argentino de la década del 80 en Nueva York.
Entonces, una cuestión era atacar esa noción, demostrar que la Argentina era un país distinto, que asumía el presidente Milei, que es un país que se quiere integrar al mundo, que juega de acuerdo a las reglas procesales del sistema y de eso se derivaban muchas cosas. Una cuestión que se derivó, sin duda, fue intentar a toda costa que el país no fuera declarado en desacato. Burford inició una campaña de discovery —después si querés podemos verlo más en detalle— muy agresiva, que si vos me preguntás a mí, el único objetivo que tenía era que la Argentina incumpliera para pedir el desacato y generar el daño reputacional. Ellos sabían que no iban a encontrar bienes, nunca buscaron bienes, buscaban el daño reputacional. Entonces, una cuestión fue atacar eso, demostrar que el país iba a cumplir, iba obviamente a cuestionar lo que no estuviera de acuerdo, pero lo iba a cumplir.
¿La relación de Milei y Trump incidió en el fallo de #YPF ? Para Juan I. Stampalija: “El respaldo de EE.UU. fortaleció la posición argentina. Un respaldo así te da seriedad, no sé si con otro gobierno se hubiera logrado.”
NG: -La Argentina tiene antecedentes que lamentablemente no juegan a favor en términos de percepción de la justicia. ¿A ustedes les pidieron hacer todo lo posible para neutralizar esa percepción?
JIS: -Exactamente. Y parte de eso fue evitar el desacato a toda costa. Estar más de 2 años intentando cumplir y cumpliendo con el discovery para evitar esa declaración de desacato. Luego, también relacionado con el tema reputacional, tuvimos que demostrar que los argumentos que teníamos eran serios, eran válidos y no solo porque lo dijera la Argentina, sino también porque otros países apoyaban la posición argentina. Ahí se consiguieron amicus curiae en distintos momentos del juicio. En algunos casos fueron Estados, en otros casos también hubo asociaciones, ayudaron también a mostrar la fortaleza de los argumentos argentinos. La Argentina no estaba sola en lo que estaba argumentando, sino que Uruguay, Brasil, Chile, Ecuador, después el Departamento de Justicia de Estados Unidos, Israel, Francia, Italia, un montón de países, y asociaciones como la AmCham, como la American Bankers Association. Hubo distintos actores de distintos tipos diciendo: «Esto que está pasando está mal y la Argentina tiene razón». Eso consolidó nuestra posición. También se presentaban académicos de derecho privado, derecho público, académicos de derecho internacional norteamericanos. Todo eso demostró que los argumentos de la Argentina no tenían sentido solo para la Argentina.
Fallo YPF: dudas sobre los beneficiarios finales “Nunca se supo quiénes son los beneficiarios finales. Burford compró una parte y vendió el resto”. El Estado pudo haber pagado millones sin saber a quién. Juan I. Stampalija, subprocurador del Tesoro https://t.co/bygFWK0rUOpic.twitter.com/w1tnJofzdy
NG: -¿Ustedes pusieron mucha energía para tratar de encontrar a esos actores?
JIS: -Exactamente. Es mucho trabajo hacer contacto, explicarles el caso, convencerlos. Obviamente los amicus lo hacen individualmente, pero había que presentarles el caso, decirles lo que estaba pasando, por qué nos parecía que esto era un problema. Y también, y esto es muy importante, también explicarle al gobierno de Estados Unidos que esto era un mal precedente para Estados Unidos, para la justicia de Estados Unidos, que esto que está pasando podía eventualmente llevar a que jueces de otros países fallen en contra de Estados Unidos.
NG: -¿Eso por qué? Desde afuera uno siempre vio que estaba la figura esta de que la justicia norteamericana se estaba extralimitando en los alcances de lo que estaba regulando. Si Burford compra el derecho a litigar de Petersen Energía una vez que esa sociedad va a la quiebra y lo negocia con el síndico, hubiese venido a litigar a la Argentina y te hace un juicio y te lo gana está en su derecho. En Estados Unidos era más complicado: una empresa española creada por un grupo argentino, muchos elementos muy forzados.
JIS: -Lo que vos decís tiene que ver con lo jurisdiccional. Después acá se hizo una interpretación de que en realidad no había inmunidad porque lo que se discutía no era la expropiación, sino el hecho de no haber hecho la OPA, lo cual es una distinción que es discutible. Después está el hecho de que una jueza norteamericana aplica el derecho argentino sin que exista ningún precedente argentino que le dé la razón y que encima lo haga de la forma en que lo hizo. Después siguió la orden de entrega de las acciones de YPF. Imagínate el mismo caso, pero respecto de otro país, supongamos de Estados Unidos, supongamos que un juez argentino le haga eso al gobierno norteamericano. Lo que nosotros buscamos fue explicar eso, transmitir eso.
Juan Ignacio Stampalija, subprocurador del Tesoro de la Nación.
Y por último, como último eje, yo diría, está el tema de la narrativa. Burford había instalado una narrativa muy naíf: son los pobres inversores que fueron perjudicados por la Argentina. Eso estaba muy instalado en la prensa, en Estados Unidos y en la Argentina. Nosotros tuvimos que explicarle al tribunal que esto no tenía nada que ver con la privatización que ocurrió en los 90, que fue cuando la Argentina buscó capitales en la bolsa de Nueva York. Estos son hechos que ocurrieron 15 años después, que no ocurrieron en Estados Unidos, que los grupos involucrados poco tenían que ver con la bolsa de Estados Unidos, que eran argentinos que crearon una empresa, que hicieron un deal totalmente privado, además de muy cuestionado. Había que romper con ese relato de victimización de ellos y eso también nos implicó hablar más del caso.
Nosotros salimos a empezar a comunicar mucho más fuertemente todo lo que estaba pasando porque nos dábamos cuenta que ellos habían copado la narrativa, tanto en Estados Unidos como en la Argentina. En la Argentina la narrativa podía ser: «Por favor páguenles, arreglen, terminen con este tema». En Estados Unidos era el tema de los inversores neoyorquinos. Toda la estrategia siempre liderada por el presidente, por María Ibarzábal y con todo el gobierno, porque repito, todo el gobierno tenía que trabajar en esto. No es que lo hizo solo la Procuración ni solo Legal y Técnica. Necesitábamos que Cancillería en cada encuentro que hubiera en el mundo explicara lo que estaba pasando, que el Ministerio de Economía también. Y así se fue generando todo esto que me parece que llevó a este resultado positivo.
NG: -No me había detenido en eso, en esta cuestión de pelear la narrativa o el storytelling. A veces como periodista que hace un montón de años cubre este caso, uno se había acostumbrado que la Procuración, en pos de evitar cualquier tipo de filtración, había tomado una posición muy para adentro en otros gobiernos. Entonces, era muy difícil como periodista poder tener una conversación con una fuente en off o en on para informarse. Es verdad que ustedes cambiaron esa posición
JIS: -Yo entiendo lo que hizo la Procuración antes. Es muy difícil. Yo creo que fue una de las partes más difíciles de mi trabajo. Aquí está Beatriz de Morra, que es la responsable de prensa de la Procuración, es con la persona con la que más me peleé en términos de trabajo. Entre todos fuimos encontrando ese dificilísimo camino para comunicar sin perjudicar el caso, sin decir de más. No es fácil, pero creo que lo conseguimos. Y también en Estados Unidos se hizo la comunicación y creo que todo eso contribuyó para que la gente entienda el caso, porque es un caso complejísimo y si no lo que terminaba pasando era que estaban estos algunos tuiteros disfrazados de imparciales que no eran imparciales, que lo que estaban haciendo en el fondo era instalar el relato de Burford. Ellos venían acá, hacían ruedas de prensa con periodistas, tenían su agencia de prensa, tenían su vocero y nosotros estábamos regalándoles ese espacio y me parece que fue importante dar esa lucha y ayudó.
NG: -Es cierto, porque además Burford tenía su propia agencia de comunicación tratando de intervenir sobre la agenda de manera profesional. También es cierto que este caso se politizó tanto que incluso aquellos actores que eran muy críticos del kirchnerismo tomaban este caso para justamente atacar a la gestión kirchnerista, sin atender que de alguna manera que el caso es muy estrambótico, muy forzado. Estos intangibles que acabás de definir, la narrativa, pelear la narrativa, pelear lo reputacional en Estados Unidos, ¿cuánto incidió?
JIS: -Hay que hacer una distinción que es muy importante. Una cosa son los argumentos y otra es la estrategia jurídica. No es lo mismo. Los argumentos son parte de la estrategia. Muchos de los argumentos fueron los mismos a lo largo de la defensa por un motivo muy simple: porque son ciertos, porque son lo que el derecho argentino es sobre determinados puntos. O sea, que alguien piense que se pueden inventar el derecho de la nada me parece que es incorrecto. La mayoría de los abogados argentinos sabía cuáles eran los argumentos principales. Después sí se puede hacer una vuelta de tuerca o un retoque a los argumentos, de hecho se hizo, pero los argumentos fueron los que fueron y fueron los correctos. Ahora, estamos ante un caso ante tribunales norteamericanos. Ese era otro desafío muy importante que era hacer entender el derecho argentino a jueces norteamericanos. Entonces ahí yo sí creo que todas estas cuestiones eran claves porque estaba la tentación de que la Cámara de Apelaciones dijera: «Ya de por sí no solemos revocar fallos de primera instancia, menos de esta jueza». Es lo que dijo el juez que votó en disidencia: «La jueza estudió este tema muchos años, supongo que no se debe haber equivocado y por deferencia la jueza resuelve».
NG: -Se alineó completamente.
JIS: .Se alineó completamente sin un análisis crítico. Para nosotros era importante que los jueces entendieran la importancia del caso, que este no era un caso fácil, que involucraba repercusiones más allá de la decisión concreta como precedente, como daño a la Argentina, como posible potencial daño a otros soberanos. Entonces creíamos que todo esto también iba a despertar interés en los jueces para hacer algo que no suelen hacer, que es estudiar el derecho de otro país. Y los jueces del voto de la mayoría lo hicieron y por eso lo resolvieron así. Entonces yo creo que todo esto fue crucial. Si no, este podría haber sido un caso más en el docket donde se confirma la sentencia, por ser complejo desmenuzar todo esto. Pedirle a un juez norteamericano de apelación que estudie derecho argentino y que resuelva un caso de esta envergadura aplicando el derecho argentino no es fácil.
NG: -Todos los incentivos por ahí los tenés alineados para que no se metan.
JIS: -Inclusive, esto fue algo muy importante de la estrategia cuando estábamos interviniendo nosotros 100%, que fue cuando fue la audiencia de apelación en octubre. Primero se presentan escritos, que se hizo durante la gestión de Andrés de la Cruz, pero después tenés la audiencia y ahí tuvimos bastante suerte porque logramos un acuerdo para tener media hora por parte, pero en general la regla es 10 minutos por parte. Te jugás 16.000 millones de dólares en 10 minutos. Por suerte tuvimos media hora, de los cuales el abogado habla unos minutos y le empiezan a hacer preguntas los jueces. Ahí había que tomar una decisión estratégica muy seria: nosotros teníamos seis o siete argumentos en apelación y estaba clarísimo que no se podían desarrollar todos en la audiencia. Vos tenías argumentos que eran de derecho norteamericano, sobre todo los que tenían que ver con la jurisdicción —esto de que no se tendría que haber tratado en Estados Unidos—, los de cortesía internacional y los que tenían que ver con cómo calcular la conversión entre pesos y dólares. Y después tenías los argumentos de derecho argentino, los que tenían que ver con la responsabilidad.
Era muy tentador ir a los argumentos de derecho norteamericano, a los temas jurisdiccionales y a la judgment day rule, que es esto de la conversión, porque se piensa que es lo único que le va a interesar al tribunal. ¿Cuál era el problema? El problema es que los argumentos jurisdiccionales a 10 años de avanzado el juicio costaba pensar que la Cámara dijera: «Bueno, ahora váyanse a discutir esto a la Argentina». Y la judgment day rule, si bien era un escenario favorable para la Argentina, implicaba una admisión de responsabilidad. Entonces uno también se tenía que preguntar: una Cámara de Apelaciones que está convencida que la Argentina fue responsable y que tiene que pagar, ¿va a ponerse a cambiar el monto?
Entonces se tomó una decisión estratégica fuerte: la Argentina tiene que discutir la responsabilidad y tiene que discutir las cuestiones de derecho argentino. Nuestro abogado lo primero que dijo en la audiencia es: «Vamos a discutir esto». Y eso fue muy importante porque creo que nadie lo esperaba, la otra parte no lo esperó en la audiencia. Yo me fui 10 días antes a Nueva York a trabajar con nuestros abogados derecho argentino, porque ellos son los mejores abogados en derecho norteamericano, pero se tenían que poner con el derecho argentino. Estuvimos estudiando, explicando derecho argentino días y días y así salió el fallo. Esa es la satisfacción de cuando tomás decisiones que son difíciles y después al final del día puede salir mal o pueden salir bien, pero salieron bien y eso es muy gratificante.
NG: -¿Esa decisión se consensuó a nivel presidencial? ¿El presidente estuvo al tanto o es una decisión que tomó la Procuración?
JIS: -El presidente desde el principio bajó una orden: hay que defender esto con uñas y dientes. Esa es la decisión política del presidente. Después los tecnicismos de cómo eso se traduce en el juicio son decisiones que se tomaron junto a María Ibarzábal como cerebro jurídico de la Presidencia, nosotros y también los abogados de Estados Unidos. Sabíamos cuál era la directiva. Si la directiva presidencial hubiera sido buscar un acuerdo, habríamos intentado bajar el monto, pero la directiva fue que teníamos que ganar. Por eso también seguimos ese camino, además de que nos parecía lo jurídicamente correcto. Fue un trabajo en equipo de todos.
NG: -Recién hacía referencia a toda esta defensa mientras al mismo tiempo había que estar gastando energía frente a los ataques de Burford que pedía un discovery. ¿Cómo hicieron ese control de daños? Porque es muy difícil estar definiendo una estrategia para jugar el partido en la Cámara, pero al mismo tiempo estar pendientes de no caer en desacato.
JIS: -Te diría que fue casi de lo más desafiante que nos tocó. Fue muy difícil porque al principio los pedidos pedían bienes argentinos en el extranjero y la verdad es que no hay bienes ejecutables. Empezaron a pedir las cuentas de las embajadas que están protegidas, pero fue muy desafiante. Se involucró a muchísimas personas de todo el gobierno porque pedían información de los ministerios, cuentas de los ministerios y lo que fue realmente el colmo fue que empezaron a pedir información respecto de bienes que había en la Argentina. Después chats y comunicaciones personales de funcionarios. En todos los casos la jueza concedía esas medidas.
Fue muy desafiante porque implicó que los equipos de los ministerios tuvieron que perder horas y horas de su trabajo juntando esta documentación. También fue difícil para mí tener que ir y explicarle a los ministros: «Está pasando esto, estamos intentando cumplir», y que te digan: «Pero esto es una locura». Vos tenés que decirle: «Yo lo sé y lo estamos discutiendo, pero en el mientras tanto es importante no quedar en desacato, no pegarnos este tiro en el pie». Imaginate cuando tuve que tener las conversaciones por los dispositivos y los mails personales. Tuve que hablar con los funcionarios personalmente y pedirles que cumplamos con esa orden. Hubiera sido para mí políticamente lo más fácil decir: «Y bueno, me están pidiendo los celulares, no lo cumplimos». Pero realmente nosotros pensábamos que esto era clave para no llegar a la audiencia de apelación con una decisión en desacato. El gobierno comprendió esto, el presidente comprendió esto y dio la orden de que vamos a cumplir con esto. Hoy visto en retrospectiva, tomamos una decisión buena, pero fue muy desgastante.
NG.: Argentina tiene tantos devenires que uno está atajando lo urgente, y eso es lo que buscaba la otra parte
JIS: Buscaban desgastarnos.Ellos tenían cuatro estudios; tenían un estudio solo para discovery. Ese estudio estuvo machacando todo el tiempo. Nosotros teníamos nuestro estudio y el trabajo de la PTN, pero el objetivo de ellos era sacarnos recursos. Gracias a Dios no les alcanzó, pero era difícil estar lidiando con tantas cuestiones al mismo tiempo. La Argentina produjo más de 115.000 hojas de documentos en discovery. Una de las cosas más lindas que me tocó fue cuando salió el stay de discovery. El stay de discovery era una medida con muy pocos precedentes en Estados Unidos. Muchos nos decían: «Es muy agresivo, por ahí no conviene hacerlo». Tomamos la decisión de decir que hasta acá llegó y salió bien.
NG: -Uno de los ejes fue tratar de revertir la imagen reputacional que tiene la Argentina. En estos días se buscó el título de hasta dónde incidió la relación que tiene Javier Milei con Donald Trump tratando de interpretar bajo ese prisma este fallo. ¿Ese elemento incidió?
JIS: -Primero te voy a decir algo que no es para nada jurídico, pero es lo siguiente. Yo fui a audiencias, estuve en esas audiencias, tuve que enfrentar a la jueza y a los jueces en la Cámara de Apelaciones. A mí me daba cierta tranquilidad ser en ese momento el representante del gobierno argentino, de este gobierno. Me hizo sentir mucho más seguro ser el representante de un gobierno aliado de Estados Unidos y no de un gobierno aliado de Irán y de Venezuela. Eso creo que es muy claro. Ahora, no quiere decir que la haya pasado bien en todas las audiencias por eso, pero para mí es importante por lo reputacional.
Después, como posiblemente vos sepas, hubo varias instancias en las cuales el Departamento de Justicia de Estados Unidos se presentó apoyando la postura argentina. Y ahí yo creo que el hecho de que exista una relación cercana fue lo que nos permitió explicar al Departamento de Justicia lo que estaba pasando jurídicamente —porque era una explicación jurídica y diplomática— y que se fueran concretando esos apoyos. Ahora, si nosotros le hubiéramos pedido una locura, si nuestra posición jurídica hubiera sido insostenible, tampoco hubieran ocurrido. Es una mezcla, pero sin dudas que el alineamiento estratégico te abre la puerta, hace que te escuchen, pero después es una decisión técnica. El Departamento de Justicia de Estados Unidos no se presenta para decir cualquier cosa.
Cuando se dio la discusión sobre inmunidad durante el gobierno de Macri y de Trump, el DOJ de ese momento se presenta en contra de la postura argentina diciendo: «Argentina no tiene inmunidad». Y durante el gobierno del presidente Milei se presentaron cinco veces, una incluso durante el gobierno de Biden y las cuatro seguidas durante el gobierno de Trump, en las cuales se apoyó jurídicamente la posición de la Argentina. Entonces, repito, cuando tenés un problema reputacional, que el gobierno de Estados Unidos con argumentos jurídicos serios venga y diga que la Argentina tiene razón y además esto es malo para Estados Unidos, y que hagan lo mismo otros países soberanos y que lo haga la AmCham y la American Bankers Association, te da un respaldo que antes no tenías. Ya no estás solo en la lucha. Yo ya no sentía que esto era un tema solo de la Argentina. Obviamente era lo más importante, pero te da un respaldo, te demuestra seriedad y yo no sé si en otro momento o bajo otro gobierno esto se podría haber logrado. Por eso también siempre digo el agradecimiento a la Cancillería, a la Embajada en Estados Unidos, a todo, porque fue un trabajo de todos de explicar esto.
NG: -¿Podés buscar algún tipo de paralelismo? ¿Es un caso de los cuales hay muchos en el mundo o en la justicia norteamericana?
JIS: -Esta era la condena más grande contra un soberano en la historia de Estados Unidos. Este era el caso, incluyendo soberanos y no soberanos, más grande de la historia del Segundo Circuito, que es el de Wall Street, que no es un lugar que tenga casos particularmente pequeños. Y en todo el mundo es el segundo caso más grande en la historia contra un soberano que tenga una condena. El más grande es uno contra Rusia, un laudo arbitral. Y este es de los cinco más grandes de la historia de Estados Unidos.
Eso es lo que se logró. Eso también te da una medida de lo grave que era la situación que enfrentábamos y por eso tenemos que estar todos los argentinos muy contentos con lo que acaba de pasar, porque se logró un éxito que es histórico, que es realmente histórico y que yo creo que muy pocas personas pensaban que iba a pasar. Hoy la victoria tiene muchos padres, tiene mucha gente que dice: «Yo dije que esto iba a pasar», pero yo no sé si recordás la cobertura de esto hace un año o un año y medio. Por ejemplo, cuando salió el año pasado la orden de entrega de las acciones de YPF, había muchos que decían: «Ahora tenemos que pagar. Si les pagamos 8.000 millones se termina». Había mucha presión sobre el gobierno para decir: «Van a perder y tienen que matar este tema». Y por eso vuelvo sobre la decisión política del presidente con uñas y dientes: tenemos que intentar ganar, tenemos que lograr que el fallo dé cero porque tenemos razón y porque es lo mejor para la Argentina.
NG: -Cuando salió esa orden de entregar las acciones de YPF, nosotros hicimos un capítulo de Dínamo. En ese momento hubo opiniones que decían: «Che, esto ya viene mal. La tendencia indica que va a salir mal, asumámoslo y salgamos a negociar». Quienes proponían eso lo proponían desde un lugar de defensa de los intereses argentinos. Era muy complicado pensar que esto se podía dar vuelta.
JIS: -Había mucha gente que de buena fe pensaba que lo mejor era resolver el tema a través de una negociación que igual hubiera sido muy gravosa para la Argentina, pero que obviamente frente a los 18.000 millones era un mal relativamente menor. Pero bueno, se tomó esta decisión política, jurídica y se llevó adelante y gracias a Dios hoy tenemos este fallo.
NG: -Siempre se sospechó que detrás del reclamo de Burford había algún acuerdo con el Grupo Eskenazi, que era el dueño de Petersen Energía, una especie de acuerdo de earn-out, es decir, me llevo una parte de lo que ganes vos. Incluso se cuantificó ese presunto porcentaje en 30%. ¿Ustedes tienen algún elemento para interpretar esa cuestión de fondo?
JIS: -Lo que se sabe, porque está en el expediente, es que Burford compró el 70% del fallo, es decir, el 30% restante si se cobrara iba a ir a la quiebra de Petersen. Esto no quiere necesariamente decir que iba a ir a las empresas. ¿Por qué? Porque esa quiebra tiene acreedores. Nosotros teníamos perfectamente estudiado que si se hubieran pagado 18.000 millones, alrededor de 3.000 millones iban a ir a los dueños originales de las empresas, al equity de esas empresas, porque se pagan primero los acreedores y lo que sobra va al equity. Entonces eso es lo que se sabe. Después hay un tema que es muy delicado y nunca se logró que la jueza no diga quiénes son los beneficiarios finales del fallo.
Burford, y esto sí es sabido, vendió partes del fallo; no sabemos a quiénes se los vendió. Y esto para mí era un tema muy delicado; es algo en lo que trabajamos mucho, hay muchas cuestiones en las que trabajamos que no tomaron estado público por distintos. Ese es un tema que creo que además es un problema del sistema. Vos no podés tener un fallo y no saber quiénes son los beneficiarios finales. Te pongo un ejemplo del discovery: nos pedían cuestiones sobre las reservas de oro del Banco Central, sobre el swap con China. Entonces vos le decías al tribunal: «¿A quién se la estoy dando?». La jueza dice: «Bueno, si ellos malusan esa información después habrá algún remedy«. Pero el tema es que yo no sé quiénes son ellos; yo sé quiénes son los abogados, yo sé quién es Burford, pero no sé quiénes son los beneficiarios del fallo final.
Entonces si mañana hay una empresa X o un banco X operando en el mercado financiero porque tiene información que es confidencial y que ningún otro operador tiene, no es un tema menor. Pero bueno, esto es un agujero en el sistema, sobre todo en Estados Unidos que se permiten estos acuerdos de financiamiento sin saber quiénes son los beneficiarios reales y últimos del fallo. Esto es sin dudas un problema porque imagínate que hubiera habido que pagar. ¿Cómo no vas a saber a quién le estás pagando? Somos un Estado soberano. Mira si yo le estoy pagando a alguien que se está beneficiando de la corrupción u otro; es realmente un problema muy serio que gracias a cómo salió el caso hoy por ahí no está tan en el tapete, pero nosotros es un tema que trabajamos mucho.
NG: -La Argentina tiene por delante varios proyectos de infraestructura para aumentar la producción de petróleo. Tiene el Vaca Muerta Sur, tiene proyectos de LNG como el de Southern Energy e YPF tiene el proyecto Argentina LNG. Todos esos proyectos van a necesitar financiamiento y uno sabe que este caso de Burford siempre era una especie de fantasma que cuando aparecía todo el mundo se ponía muy tenso y el financiamiento se complicaba. ¿Crees que el fallo despeja esta situación a ese tipo de negociaciones?
JIS: -Yo no soy un abogado transaccional, creo que por ahí esto lo tienen que responder otras personas que están involucrados a esos proyectos, pero bueno, lo dijo el otro día el presidente: se pagó un daño reputacional, riesgo país. Este juicio era parte de eso. Fantasma, nubarrones, estaba ahí y me alegra mucho que hoy por lo menos eso se haya despejado y que la Argentina pueda desarrollar todo el potencial que tiene por el bien de todos los argentinos.
Pampa Energía emitió una nueva serie de Obligaciones Negociables por US$200 millones a tres años con el objetivo de avanzar en sus desarrollos en Vaca Muerta. La compañía está enfocada en incrementar su producción de gas natural y consolidarse como uno de los mayores productores del país pero, además encara un desarrollo en la ventana del shale oil que le demandará la mayor inversión comprometida.
La empresa había lanzado la operación por US$100 millones, ampliable al doble de volumen, pero recibió ofertas por más de US$425 millones, es decir más de cuatro veces el monto inicial y más del doble del finalmente emitido. El factor de prorrateo fue de 87,7279%.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Se trata de una colocación destacada en el mercado local por el monto alcanzado, el plazo obtenido y la tasa lograda. Refleja la confianza del mercado en Pampa y nos permite seguir mejorando nuestra estructura de financiamiento para acompañar nuestros planes de inversión»
El capital de las Obligaciones Negociables Clase 27 será amortizado en un único pago en la fecha de vencimiento del 1 de abril de 2029. Además, la emisión recibió de FIX la calificación “AAA(arg)” con perspectiva Estable, que representa la máxima calificación crediticia en la escala local.
Esta colocación se da en un contexto de alta actividad para las energéticas en el mercado de deuda, sumándose a emisiones recientes de otras firmas del sector que buscan aprovechar la ventana de financiamiento local para infraestructura. La capacidad de la empresa para «estirar» plazos hasta 2029 con una tasa inferior al 6% se interpretó como una muestra de confianza de los inversores en la sostenibilidad del plan de negocios de la operadora.
A fines de 2025, la empresa colocó un bono internacional por US$ 450 millones con un cupón de 7,75% y un rendimiento de 8,125 por ciento. La operación, que recibió una demanda tres veces superior al monto ofrecido, tuvo como dato destacado el plazo de 12 años que convalidó el mercado.
El objetivo shale oil de Pampa
La totalidad de los fondos se destinará a financiar el plan de inversiones en el segmento de shale oil, específicamente para acelerar el desarrollo del yacimiento Rincón de Aranda. Para este bloque en Vaca Muerta, Pampa Energía formalizó la solicitud de ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con un desembolso estimado de US$ 4.500 millones, lo que representa la mayor asignación de capital en un solo activo en la historia de la compañía.
Esta decisión estratégica de presentarse al RIGI se consolidó tras la reciente adecuación normativa que habilitó la inclusión de actividades de upstream al régimen de incentivos, permitiendo a la operadora unificar la inversión inicial en infraestructura con el plan de perforación y completación de más de 100 pozos en el área.
Con el objetivo de alcanzar una meseta de producción de 45.000 barriles diarios hacia 2027, la firma que preside Marcelo Mindlin proyecta para este año una inversión de US$ 770 millones destinada a la construcción de una Planta Central de Tratamiento (CPF) y la extensión de ductos de evacuación que conectarán el yacimiento con los sistemas troncales, incluyendo el futuro oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).
Actualmente, el yacimiento ya opera con una planta temporal que permitió elevar la producción desde niveles marginales a principios de 2025 hasta los 19.000 barriles diarios registrados en el primer trimestre de este año.
Las tarifas de electricidad en abril tienen una leve suba y el valor del gas se redujo en 5,6% por la tarifa plana del Precio Anual Uniforme (PAU).
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicó este martes en el Boletín Oficial para formalizar los nuevos cuadros tarifarios para los los usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y las empresas de transporte eléctrico que entrarán en vigencia partir del 1° de abril. El porcentaje de aumento en cada factura dependerá del nivel de consumo y categoría de ingresos de cada hogar y de los márgenes de distribución y transporte de las empresas.
Los nuevos marcos tarifarios se encuadran en el esquema deSubsidios Energéticos Focalizados (SEF). Este lunes el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) también publicó los nuevos valores con una reducción en el precio del gas de abril.
Los valores de los cuadros tarifarios alcanzan a los usuarios residenciales, comerciales e industriales y también a los clubes de barrio, entre otras entidades, que están bajo el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
En tanto, la suba para abril del Costo Propio de Distribución (CPD) para las distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se concentra el mayor consumo del país, es de 2,04% para Edenor y 1,98% para Edesur respecto de marzo, según lo expresan las resoluciones del ENRE 197 y 198.
Gas: leve baja en las tarifas a nivel nacional
En tanto, fuentes de la Secretaría de Energía indicaron que “abril trae una baja promedio del 5,66% en las facturas de gas a nivel nacional” y que la variación responde a dos factores principales. Por un lado, “la caída del PIST (Precio del Gas en el Punto de Ingreso al Sistema) en pesos por efecto del tipo de cambio, que reduce el costo del gas en el sistema”.
Por otro lado, “la aplicación del subsidio del 50% al gas por red (por el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados), que impacta principalmente en los usuarios con asistencia”. “La combinación de precios más bajos del gas y focalización de subsidios permite amortiguar el impacto en facturas”, destacaron en la cartera a cargo de María Tettamanti.
En el caso del gas, los nuevos cuadros tarifarios tienen en cuenta el Precio Anual Uniforme (PAU), un valor promedio anualizado que tiene la intención de suavizar el impacto en el bolsillo de los usuarios durante los meses de mayor consumo. La idea es que el valor del precio del metro cúbico sea constante en todo el año generando una tarifa más plana, evitando un incremento en los meses de invierno por la alta estacionalidad.
El Enargas actualizó de este modo los cuadros tarifarios de las compañías reguladas de gas natural como Metrogas, Naturgy, Camuzzzi, Litoral Gas, TGS, TGN, Gas Cuyana, Redengas, entre otras.
Nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados
El nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados reemplazó a la segmentación tarifaria que dividía a los usuarios en tres niveles por un nuevo esquema de subsidios que sólo contempla dos grupos: los usuarios con y sin subsidios.
Además, se redujo de 3,5 a 3 Canastas Básicas Totales (CBT) el tope de ingresos que se considera por hogar para poder acceder a los subsidios. En marzo, la canasta fue de $1.397.672, es decir, el tope de ingresos fue de $ 4.193.016 por hogar.
En el mecanismo del SEF se incluyen no solo los subsidios a la electricidad y el gas natural que están bajo jurisdicción nacional sino también al GLP en garrafas de 10 kilos y al gas propano distribuido por redes.
Según detallan las resoluciones de este martes del ENRE, el incremento para abril forma parte de lo fijado por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada en 2025 y por las variaciones del Índice de Precios al Consumidor (IPC) de febrero de 2,9% y por el índice de Precios Mayoristas (IPIM), que fue de 0,98% en el mismo mes.
Además de Edenor y Edesur, las resoluciones establecen los nuevos valores para los márgenes de distribución de Epen, Districuyo, DPEC (Corrientes), Edersa, y para lastransportistas Transener, Litsa, Transba, Transnpa, Transnea, Transnoa, Transcomahue, Enecor, entre otras.
Ali Moshiri, reconocido ejecutivo que lideró la primera gran inversión internacional en Vaca Muerta junto a Chevron e YPF, regresa a Argentina con un nuevo proyecto centrado en los yacimientos convencionales de Santa Cruz. En un contexto donde la atención global está puesta en el shale, él decide enfocarse en los campos maduros de la región patagónica.
Desde Houston, durante la clausura del evento CERAWeek, Moshiri confirmó su asociación con Doris Capurro, ex vicepresidenta de YPF, y la empresa Roch para adquirir tres bloques petroleros convencionales que el año pasado YPF transfirió a la estatal provincial Fomicruz. Las áreas involucradas son Cañadón Yatel, El Guadal – Lomas del Cuy y Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, ubicadas en Santa Cruz.
La compra se realizó a través de “Roch Proyectos”, un consorcio integrado por Roch S.A., Amos Global Energy (propiedad de Moshiri), Luft Energía (de Capurro) y un fondo estadounidense. Actualmente, estos bloques producen alrededor de 6.000 barriles diarios, lo que representa ingresos anuales cercanos a US$ 220 millones según los precios vigentes.
Sin embargo, el plan de Moshiri va mucho más allá de los números actuales. Su meta es desarrollar un portafolio convencional en Argentina que alcance una producción de 50.000 barriles diarios. En diálogo con Clarín, expresó: “Siempre quise volver a la Argentina y Doris me lleva de vuelta”, haciendo referencia a Capurro, quien fue vicepresidenta de Institucionales en YPF durante la gestión de Cristina Kirchner, en la etapa de expropiación a Repsol.
La estrategia operativa estará liderada por Roch y se centrará en la reducción de costos y la aplicación de técnicas de recuperación mejorada. Para que el proyecto sea viable, consideran fundamental que la provincia mantenga o incluso reduzca el régimen de regalías, incentivando así nuevas inversiones.
Doris Capurro sintetizó el enfoque del proyecto: “Estos activos dejaron de ser competitivos bajo esquemas tradicionales y con empresas enfocadas en Vaca Muerta. Nosotros vemos valor donde otros ven declinación: el desafío no es geológico, es operativo”.
Este planteo es especialmente relevante para Santa Cruz, donde YPF concentra sus inversiones en las áreas más rentables de Vaca Muerta, que cuentan con costos de extracción entre 4 y 5 dólares por barril. En contraste, los yacimientos convencionales de la provincia presentan menor productividad y costos hasta diez veces superiores, razón por la cual quedaron fuera del foco inversor. Allí es donde Moshiri identifica una oportunidad para revitalizarlos.
Según su visión: “Un barril es un barril. Cuando entra en el tanque no importa de dónde venga”. Su apuesta consiste en aplicar tecnología avanzada, optimizar las operaciones e implementar inyección de agua para mejorar factores de recuperación históricamente bajos, que oscilan entre el 20% y 30%, con el objetivo de transformar estos activos en operaciones rentables.
Además, Moshiri considera que el actual contexto argentino ofrece una mayor previsibilidad para los inversores privados y posiciona al país como un actor clave en la seguridad energética global. A diferencia del consenso del mercado, su enfoque no está en el shale, sino en las posibilidades del sur del país.
Si este plan logra concretarse, Santa Cruz podría recuperar volumen productivo gracias a áreas que hasta hace poco estaban fuera del radar de los inversores. Así, el ejecutivo que inicialmente apostó por Vaca Muerta ahora busca demostrar que la Patagonia convencional aún tiene un futuro prometedor.
Phoenix Global Resources anunció su intención de solicitar la incorporación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el fin de canalizar una inversión de 6.000 millones de dólares destinada a potenciar la producción en Vaca Muerta. El objetivo principal es alcanzar una producción diaria de 80.000 barriles para 2030.
La empresa, que cuenta con el respaldo del grupo Mercuria Energy y está liderada por Pablo Bizzotto, administra cuatro áreas dentro de Vaca Muerta: dos en Neuquén (Mata Mora Norte y Mata Mora Sur) y dos en Río Negro (Confluencia Sur y Norte). Además, se encuentra en negociaciones con el gobierno neuquino para sumar una quinta concesión en esa provincia.
El proyecto de inversión incluye la perforación de nuevos pozos y la construcción de plantas de tratamiento de crudo, con la conexión a oleoductos estratégicos como Oldeval y VMOS, lo que permitirá mejorar la logística y el transporte del petróleo extraído.
La reciente incorporación de la perforación petrolífera al programa de incentivos por parte del presidente Javier Milei fue un factor decisivo para que Phoenix decidiera avanzar con esta inversión. La compañía destacó la estabilidad y las ventajas económicas que ofrece el RIGI para el desarrollo de sus proyectos.
Phoenix está ampliando la frontera productiva de Vaca Muerta hacia el este, en la provincia de Río Negro, una zona donde hasta ahora se consideraba que la producción rentable no era viable. En el área Confluencia Sur, frente a San Patricio del Chañar pero del lado rionegrino, la empresa ya opera uno de los pozos con mayor productividad de toda la formación.
En octubre del año pasado, se puso en marcha el segundo conjunto de pozos (pad) en esta zona. De los cuatro pozos perforados, el X-3 destaca por aportar aproximadamente 2.700 barriles diarios, posicionándose como uno de los más productivos de Vaca Muerta.
Con estas iniciativas, Phoenix Global Resources busca consolidar su presencia y crecimiento en una de las formaciones de shale más importantes del mundo, aprovechando el marco regulatorio que impulsa grandes inversiones en el sector energético argentino.
El secretario general del sindicato petrolero de Chubut, Jorge Ávila, confirmó un principio de acuerdo con la operadora Pecom para mantener la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, con especial foco en la continuidad de Manantiales Behr. Según expresó en FM La Petrolera, este entendimiento trae un “principio de tranquilidad” tras meses de tensiones.
Desde fuentes oficiales de la provincia informaron que Pecom presentó un plan de inversión estimado en 110 millones de dólares, que contempla el despliegue de al menos un equipo de perforación, ya sea mediante AESA u otra empresa. Además, se prevén otros 80 millones de dólares para el desarrollo de Campamento Central, donde se proyecta la apertura de nuevos pozos antes de conectar con plantas de polímeros.
El pasado viernes, PEecom solicitó formalmente al Ministerio de Hidrocarburos la autorización para concretar el traspaso de activos entre YPF y el grupo Pérez Companc, comprometiéndose a oficializar el programa de actividad con los planes de perforación y los montos de inversión detallados.
Sin embargo, en el sector persisten dudas sobre si esta inversión será suficiente para mantener el ritmo productivo que Manantiales Behr había alcanzado. En 2025, YPF había comprometido 175 millones de dólares según la Secretaría de Energía de la Nación, aunque no se ha confirmado el desembolso final.
Ávila también abordó la negociación sobre la prórroga del convenio colectivo 605/10, cuyo vencimiento estaba previsto para el 2 de abril. Enfatizó que el conflicto “está encauzado” y que ya se iniciaron conversaciones para mantener la ultraactividad del acuerdo, vital para proteger los ingresos ante una menor actividad.
El dirigente sindical afirmó: “Vamos a defender cada derecho adquirido”, haciendo referencia a beneficios como horas extras, viáticos y adicionales que forman parte del núcleo del convenio laboral. El trasfondo es la adaptación a un contexto de transición productiva, con menor perforación y un aumento en técnicas de recuperación secundaria y terciaria, lo que afecta la demanda de mano de obra.
La continuidad y futuro de la cuenca del Golfo San Jorge dependen en gran medida de la confirmación de los equipos perforadores. Mientras aumentan las preocupaciones por posibles despidos y la suficiencia de las inversiones, el Gobierno mantiene una postura firme sobre el traspaso de Manantiales Behr, generando incertidumbre entre sostener la actividad actual o apostar por un nuevo ciclo de crecimiento.
En este contexto, se dictó la conciliación obligatoria en el conflicto entre los petroleros de Chubut y Pecom, en respuesta al reclamo gremial que exige que la empresa confirme un plan de inversiones que incluya equipos de perforación, dado que hay alrededor de 300 puestos de trabajo en riesgo, según denunció el sindicato.
Las naftas ya subieron un 20% en lo que va de marzo, y el precio de la súper ya rompió el techo de los $2000 el litro. El incremento se da en el marco del conflicto en Medio Oriente, que encareció el valor del barril de petróleo. Sin embargo, cuando esta cifra baja, el monto en surtidor continúa aumentando, dado que continúa atrasado respecto a los números que se manejan internacionalmente.
Asimismo, registró un aumento de hasta 63,6% en el último año, que casi duplicó a la inflación en su acumulado anual, del 33,1%.
Según el CEO de YPF, Horacio Marín, “la actualización de precios solo refleja el mayor costo de refinación por la compra de crudo no propio; es un ajuste transitorio y, a nivel internacional, uno de los más bajos: en otros países los incrementos han sido al menos tres veces mayores”.
La dinámica de precios en el surtidor no sólo responde al costo internacional del crudo, sino que depende de la carga impositiva, particularmente los Impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, cuya actualización funciona como una herramienta de política fiscal. Para contener la escalada, el Ejecutivo decidió postergar el aumento previsto para abril.
De todos modos, no es la primera vez que el Gobierno toma una decisión como esta para evitar un impacto en el surtidor. La normativa vigente establece que el ICL y el impuesto al CO deben actualizarse de manera trimestral en función de la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) nacional. Pero ya durante todo 2025 y este año el Gobierno autorizó incrementos solo parciales.
En otra medida, el Gobierno autorizó el viernes a las empresas petroleras a aumentar el porcentaje de bioetanol que llevan las naftas, hasta un máximo del 15%. Hasta el momento, el corte máximo obligatorio era del 12%. Esto, si bien no representa ningún riesgo para el motor y sus componentes, implica un uso menos eficiente, por lo que requiere un mayor consumo de combustible.
El Gobierno nacional autorizó una nueva suba del gas que comenzará a regir a partir el próximo miércoles 1º de abril. Lo hizo a través de las Resoluciones 371 y 372 publicadas este lunes en el Boletín Oficial
La medida alcanza a todas las distribuidoras y se enmarca en el esquema de segmentación y recorte de subsidios energéticos vigente desde enero. Incluye la actualización de los precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), un nuevo escalón de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y el ajuste mensual por inflación.
De esta forma, el cargo fijo mensual más bajo (categoría R1) será de $3.824 en la Ciudad de Buenos Aires y en $4.416 en el conurbano. En los niveles de mayor consumo (R4), los cargos fijos superan los $91.000 mensuales en territorio porteño.
Los nuevos valores se encuadran dentro del modelo de tarifas móviles por temporada que comenzó a aplicar la secretaría de Energía. Por otro lado, el Ente Nacional Regulador del Gas dispuso que las facturas deben reflejar el Precio Anual Uniforme (PAU) para el cálculo de los beneficios sociales.
Esta variable es el valor sobre el cual se aplican los descuentos para los sectores vulnerables dentro del sistema de subsidios vigentes.
Respecto a la implementación del costo del gas, la normativa indica que “el PAU se aplicará a los consumos de gas realizados durante el año 2026 y desde la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios”.
Este valor es independiente de otros costos de abastecimiento, como el gas natural regasificado, que no se consideran para las bonificaciones.
Sobre el sistema de asistencia estatal, las resoluciones aclaran que, tras la creación del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), “las bonificaciones aplicarían exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio que resulta del Plan Gas.Ar”.
Esto busca asegurar que los usuarios residenciales vulnerables mantengan el acceso al consumo básico.
Las empresas licenciatarias tienen la obligación de publicar los nuevos cuadros en diarios de gran circulación dentro de los próximos diez días hábiles.
El aumento resultante de la revisión quinquenal se completará a través de 31 aumentos mensuales y consecutivos, según el cronograma definido por el Ministerio de Economía.
La licitación PEG-5 en Guatemala entra en una fase determinante al conocerse el reparto de proyectos entre las empresas que suman más 1350 MW de potencia renovable (sea como combustible principal o secundario).
El proceso culminó su etapa clave tras una subasta inversa de 14 horas ininterrumpidas, con 57 ofertas económicas presentadas y un precio monómico promedio de 101,09 USD/MWh, resultado del equilibrio entre los valores ofertados de potencia y energía.
Según la evaluación preliminar de EEGSA y ENERGUATE, junto con fuentes del sector, se perfilan 48 proyectos adjudicados, de los cuales 45 corresponden a propuestas con participación renovable —37 exclusivamente ERNC y ocho esquemas híbridos—.
En este contexto, el precio promedio de las ofertas renovables puras se ubica en 16,15 USD/kW para potencia y 60,80 USD/MWh para energía, marcando referencias clave para futuros procesos licitatorios en la región.
Tuncaj, S. A. lidera con siete proyectos asignados, consolidándose como el actor con mayor presencia en cantidad de iniciativas. En segundo lugar aparece Consorcio Magdaler S.A. con cuatro proyectos, mientras que Anacapri, S. A.; Consorcio Grupo Jaguar; Dirección Empresarial de Energía; y OXEC II, S. A. suman tres proyectos cada una.
Por debajo, un grupo relevante alcanza dos adjudicaciones: Agen, S.A.; Compra de Materias Primas; Consorcio San Diego; ECOENER Sol del Sur; GENEPAL, S. A.; e Ingenio La Unión. En tanto, el resto de las compañías —como COX Energy, ECOENER Sol de Oriente, ECOSOL, S. A., Energía Limpia de Guatemala, FOTON, S. A., Generadora del Norte, Hidroeléctrica El Cóbano, Hidroeléctrica Río La Pasión, HidroXacbal, S. A., Instituto Nacional de Electrificación, Mecanismos de Energía, Regional Energética, RENACE, S. A., Samdro Group Corp, Santo Espíritu, S. A., Sol Central, S. A., SUPRA ENERGY, S. A. y Xolhuitz Providencia— participan con un proyecto cada una.
Esta distribución confirma un esquema mixto entre concentración y diversificación, donde algunos jugadores amplían su presencia mientras otros ingresan con participaciones puntuales, ampliando la base del sistema eléctrico.
En términos de capacidad, el liderazgo cambia. Consorcio Magdaler S.A. alcanza 465,77 MW adjudicados, resultado de cuatro proyectos (32 MW, 56 MW, 57 MW y 320,77 MW). Este último —BIOMASS5 con 320,77 MW— se posiciona como el proyecto individual de mayor tamaño dentro de PEG-5.
En el extremo opuesto, Compra de Materias Primas suma apenas 1,03 MW, distribuidos en dos proyectos de 0,78 MW y 0,25 MW, siendo este último el de menor capacidad de toda la licitación.
Periodos y estructura del suministro
El análisis de los periodos adjudicados permite entender la profundidad contractual del proceso, un aspecto central para la estabilidad del sistema.
En este punto, Tuncaj, S. A. vuelve a liderar con 1188 periodos en total, resultado de siete proyectos —cinco de 180 periodos y dos de 144—, consolidando su posicionamiento no solo en volumen sino también en duración de contratos.
A nivel individual, los 180 periodos se repiten como estándar en gran parte de las adjudicaciones, incluyendo el proyecto BIOMASS5. Esto marca cierta homogeneidad en los contratos más robustos dentro de PEG-5.
Por el contrario, Hidroeléctrica Río La Pasión y el Instituto Nacional de Electrificación registran la menor cantidad, con 12 periodos cada una, correspondientes a sus únicos proyectos. Este valor también representa el mínimo dentro de toda la licitación, aunque otros actores como Agen, S. A.; Ingenio La Unión; y Consorcio Grupo Jaguar presentan proyectos con ese mismo nivel.
En conjunto, PEG-5 redefine el mapa del sector eléctrico guatemalteco, combinando alta participación empresarial, diversidad tecnológica y una distribución heterogénea de potencia y contratos.
El resultado es un mercado más amplio y competitivo, donde conviven grandes desarrollos con iniciativas de menor escala, configurando una nueva etapa para el sistema energético del país.
El crecimiento sostenido de la deuda de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) con generadores privados se consolidó como una de las principales obstáculos para el desarrollo renovable en Honduras, ya que el pasivo superó los 17385 millones de lempiras (cerca de USD 655 millones) con atrasos prolongados que impactaron directamente en la cadena de pagos del sistema eléctrico.
El presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable, Eduardo Bennaton, advirtió en entrevista con EnergíaEstratégica que «no es solo un problema financiero, es un problema de confianza país”, poniendo el foco en la variable central que hoy limita el desarrollo del sector.
La consecuencia directa es el encarecimiento del capital o la migración de inversiones hacia mercados más estables y en proyectos intensivos en inversión, la certeza de ingresos resulta clave para estructurar financiamiento.
“Cuando esa certeza se debilita, el costo del capital sube o la inversión simplemente se va a otros mercados”, explicó Bennaton.
Incluso, diversas compañías exigen el pago de facturas vencidas que acumulan entre cuatro y hasta siete meses por energía ya entregada, consumida y abonada por los usuarios de la empresa estatal cuando la ENEE dispone de un plazo de 45 días calendario para abonar cada mes de suministro eléctrico.
Sin embargo, esos fondos no se han destinado completamente a saldar los compromisos pendientes con los generadores privados.
El impacto trasciende los proyectos actuales y condiciona el posicionamiento regional, dado que Honduras cuenta con recursos renovables competitivos, pero enfrenta un cuello de botella vinculado a la credibilidad del sistema eléctrico, lo que limita su capacidad de atraer nuevos desarrollos frente a países con marcos más previsibles.
En ese contexto, el deterioro de la cadena de pagos introduce incertidumbre en los flujos proyectados, afectando la bancabilidad y elevando las exigencias de los financiadores.
Esto se traduce en precios más altos o menor participación en futuras licitaciones, debilitando la competitividad del país.
A su vez, la situación se agrava por la estructura de generación. Una porción relevante del sistema continúa dependiendo de fuentes térmicas, lo que mantiene la exposición a la volatilidad internacional de combustibles y refuerza la necesidad de avanzar hacia contratos renovables más estables.
Para el sector, la normalización financiera es condición necesaria para cualquier reforma. Restablecer la disciplina de pago y consolidar garantías efectivas aparece como el punto de partida para recuperar la confianza del mercado, antes incluso de avanzar en cambios regulatorios más amplios.
Bajo este escenario, Bennaton fue contundente respecto a las expectativas: “si se corrige ese punto, la inversión regresa; si no, seguiremos perdiendo competitividad regional”, marcando el vínculo directo entre estabilidad financiera y desarrollo del sector.
El mercado mantiene una visión cautelosa a la espera de señales concretas. Si bien existen indicios iniciales de reordenamiento, la fragilidad estructural de la ENEE continúa siendo el principal factor de incertidumbre.
De cara al corto y mediano plazo, la ventana de oportunidad permanece abierta, pero condicionada a la ejecución efectiva de medidas. La recuperación del sector dependerá de la capacidad de traducir anuncios en hechos verificables, especialmente en materia de pagos, regulación y estructura de mercado.
En ese sentido, el presidente de la AHER concluyó: “Si esas señales se convierten en hechos, 2026 todavía puede ser un año de relanzamiento para las renovables en Honduras”.
La Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) realizará el próximo 13 de abril el seminario intensivo e interactivo “Alma SADI – Almacenamiento y Renovables: Claves para la nueva arquitectura del sistema energético argentino”, una jornada orientada a analizar el rol estratégico del almacenamiento en el sistema eléctrico y las oportunidades de posicionamiento de los participantes en el mercado de baterías (BESS).
Este seminario se realizará en forma híbrida, en las oficinas de la AHK Argentina y con la posibilidad de conectarse virtualmente.
La iniciativa se da en un contexto de transformación del sector energético local, impulsado por cambios regulatorios como la Resolución 400/2025, que introduce nuevas señales de precios, contratos bilaterales y servicios de confiabilidad. Este escenario abre un espacio creciente para el desarrollo de soluciones de almacenamiento, clave para acompañar la expansión de las energías renovables y fortalecer la estabilidad del sistema.
Esta propuesta es impulsada por el área de Medio Ambiente y Energía de AHK Argentina, que promueve el desarrollo de capacidades técnicas y el análisis de nuevas oportunidades en el mercado energético.
El seminario está diseñado para desarrolladores, inversores, grandes usuarios, IPP, EPCistas y financiadores que buscan comprender cómo estructurar proyectos BESS competitivos en Argentina. A lo largo de la jornada se abordarán aspectos regulatorios, técnicos y comerciales, incluyendo el diseño de sistemas de almacenamiento, su integración con energías renovables, modelos de negocio, análisis de riesgos y estrategias de participación en la convocatoria AlmaSADI.
El programa incluirá una revisión integral de las tecnologías BESS y su evolución en el mercado, así como el análisis de variables clave como desempeño, seguridad, vida útil y competitividad. También, se presentarán las principales aplicaciones del almacenamiento y sus fuentes de ingreso, junto con una mirada sobre cómo las decisiones tecnológicas impactan en la bancabilidad de los proyectos.
El encuentro contará con la participación de especialistas del sector, entre ellos Mathias Thamhain (EMD SUR), Carlos Skerk (Grupo Mercados Energéticos) e Iciar Vargas (Everyray Latam), quienes aportarán su visión sobre el presente y futuro del almacenamiento en el país.
Durante la jornada se analizarán las perspectivas del mercado en el corto y mediano plazo, el rol del almacenamiento en el fortalecimiento del sistema eléctrico argentino y las oportunidades que se abren para los distintos actores del sector.
La AHK Argentina, la Cámara Argentino Alemana, cuenta con un Centro de Capacitación llamado “AHK Academy” y ofrece varias capacitaciones en temas de Energía y Sustentabilidad.
Versol Solar sitúa a Argentina como un mercado central dentro de su estrategia de crecimiento en Latinoamérica, con el objetivo de fortalecer su presencia en el país durante los próximos años.
“2026 para nosotros tiene un solo nombre: consolidación”, afirmó el LATAM Regional Director de Versol Solar, Humberto Di Pasquale, al describir la hoja de ruta de la empresa para el mercado local durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
El directivo explica que la empresa ya transitó una etapa inicial de desembarco y organización interna, por lo que el próximo período estará enfocado en materializar la estrategia definida.
“Hemos tenido ya un proceso de iniciación el año pasado donde establecimos nuestros planes, forma de actuar y estrategias, y el 2026 es el año donde debemos accionar y llevar a tierra todo lo que tenemos en nuestro imaginario”, manifiesta el ejecutivo.
En ese sentido, la compañía trabaja para fortalecer vínculos con los distintos actores del ecosistema solar, incluyendo desarrolladores, empresas EPC y proveedores tecnológicos, a fin de posicionarse como un actor relevante dentro del desarrollo fotovoltaico nacional.
Este posicionamiento se da en un contexto de crecimiento del sector. De acuerdo con datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), la potencia fotovoltaica instalada en Argentina ya alcanza los 2583 MW, mientras que el conjunto de las energías renovables totaliza 7980 MW, sin considerar las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW.
Durante 2025 y los primeros meses de 2026, la capacidad solar sumó 910 MW, reflejando una dinámica de expansión que continúa atrayendo inversiones y proveedores tecnológicos al país.
Tecnología, desafíos técnicos y formación de talento
La estrategia de la empresa en Argentina se apoya tanto en el desarrollo tecnológico como en la construcción de capacidades dentro del mercado local. En particular, Versol Solar impulsa soluciones estructurales para sistemas de seguimiento fotovoltaico que hoy concentran gran parte de la demanda en proyectos de gran escala.
“Manejamos tracker 1B y 2B, y nos caracterizamos por tener procesos de adaptabilidad a diferentes tipos de terreno, optimización a nivel a través de inteligencia artificial para procesos de captación de cambios climáticos para posiciones de defensas adecuadas. La tecnología y la inteligencia artificial hoy día forma una parte muy fundamental en el desarrollo de las nuevas tecnologías”, explicó.
La incorporación de estas tecnologías responde también a las exigencias técnicas del mercado local, donde las condiciones climáticas imponen estándares particularmente elevados para el diseño estructural.
“A nivel normativo, Argentina es el país con mayores velocidades de viento en LATAM, lo que constituye un gran desafío como fabricantes ya que debemos garantizar la estabilidad de un producto a nivel de 25-30 años”, señaló el especialista.
“Además, uno de los cambios más importantes que ha tenido el mercado argentino es que en los últimos cuatro años el nivel de profesionalización ha sido de los mejores”, aseguró.
En línea con ese proceso, Versol Solar evalúa crear un centro de formación que permita capacitar nuevas generaciones de profesionales y fortalecer el desarrollo técnico del sector, mediante alianzas con universidades o con centros técnicos.
“Queremos seguir apostando a los profesionales del país, capacitando a estas personas y no solamente convertirnos en un proveedor más, sino también en un socio estratégico, no solo a nivel profesional, sino también académico y técnico, a fin de profundizar nuestra nuestra presencia en Argentina”, concluyó Di Pasquale.
La Asociación Española del Hidrógeno ha firmado cinco nuevos memorandos de entendimiento (MoUs) con la Hydrogen Energy Association (Reino Unido), GIZ (Alemania), H2 Perú, la Sociedad Mexicana del Hidrógeno y Hidrógeno Colombia, consolidando la cooperación internacional del sector español del hidrógeno.
Estos acuerdos establecen plataformas de colaboración entre industria, gobiernos, universidades e institutos de investigación, con el objetivo de impulsar la innovación, facilitar el intercambio de conocimiento y acelerar el desarrollo tecnológico e industrial a nivel global, afianzando el hidrógeno como vector clave de la transición energética.
Las alianzas se formalizaron en el marco del Congreso Europeo del Hidrógeno 2026, celebrado en Sevilla del 11 al 13 de marzo, que reunió durante tres días a los principales actores del sector para presentar proyectos innovadores, avances tecnológicos y estudios sobre el hidrógeno como vector energético en la descarbonización de la economía.
En palabras de Javier Brey, “el hidrógeno ha dejado de ser una promesa para convertirse en una realidad industrial en crecimiento. En esta nueva fase, marcada por el despliegue a gran escala, la cooperación internacional es imprescindible para compartir conocimiento, desarrollar infraestructuras, generar demanda y consolidar marcos regulatorios estables que den confianza a la inversión”.
La última edición del congreso acogió además dos encuentros de alto nivel con la participación de representantes de organizaciones internacionales, incluyendo portavoces de México, Finlandia, Reino Unido, China, Costa Rica, Rumanía, Perú, Alemania y Colombia. En estas sesiones se compartió la situación del hidrógeno en distintos mercados y se analizaron los principales retos y oportunidades para acelerar su desarrollo a escala global.
Durante las presentaciones, se puso de manifiesto que el acceso a recursos renovables continúa siendo un factor clave para el posicionamiento de los países en la economía del hidrógeno, con regiones con abundante energía solar o eólica mejor situadas para atraer inversión y desarrollar proyectos industriales.
Al mismo tiempo, se subrayó la necesidad de generar una demanda sólida y desarrollar infraestructuras asociadas —como redes de transporte, almacenamiento o estaciones de repostaje—, así como de contar con marcos regulatorios claros y estables que acompañen la transición del sector desde la innovación hacia su consolidación industrial.
Los participantes destacaron también el papel estratégico del hidrógeno como vector para la transformación y descarbonización de sectores industriales intensivos, así como la importancia de identificar ecosistemas industriales y logísticos que permitan crear hubs competitivos a nivel internacional.
En este contexto, coincidieron en que el crecimiento del sector dependerá de una cooperación global efectiva, apoyada en alianzas entre asociaciones, empresas e instituciones, capaz de impulsar proyectos, generar mercados y acelerar la integración del hidrógeno en un sistema energético diversificado y resiliente.
La Asociación Española del Hidrógeno representa actualmente a más de 350 socios de toda la cadena de valor del hidrógeno, incluyendo promotores de energías renovables, fabricantes de equipos y componentes, ingenierías y EPC, compañías de Oil & Gas, gases industriales, transporte y otras organizaciones vinculadas al sector.
El sistema energético argentino atraviesa una transición marcada por la expansión de las energías renovables, el desarrollo del gas de Vaca Muerta y la necesidad de nuevas soluciones de almacenamiento y transmisión. Este proceso redefine el funcionamiento del mercado eléctrico y plantea un escenario de mayor competencia entre tecnologías.
Durante el Future Energy Summit Argentina, Esteban Kieper, consultor en energía de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), sostuvo que el país atraviesa un cambio estructural respecto a su disponibilidad de recursos.
“Pasamos de un sistema energético que atravesó momentos de restricciones fuertes y escasez a un país con abundancia energética”, afirmó Kieper al analizar la evolución reciente del sector.
El nuevo escenario combina recursos solares y eólicos de clase mundial con el crecimiento del gas natural, lo que abre la puerta a un mercado más competitivo en los próximos años. Al mismo tiempo, el Gobierno avanza en medidas para reorganizar el mercado eléctrico mayorista y fomentar nuevas inversiones, en un proceso de normalización del sistema que se refleja en regulaciones recientes publicadas en el portal de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).
El nuevo equilibrio entre renovables, gas y almacenamiento
Argentina aún se encuentra por detrás de otros mercados de la región en penetración de energías renovables, aunque la expansión del sector en la última década fue significativa.
“Chile está liderando la transición energética con más del 40% de generación renovable no convencional, Brasil con el 25% (o 33% si se suma biomasa), y Argentina está en torno al 19%”, señaló Kieper al comparar el posicionamiento regional.
En América Latina, la expansión de las energías limpias estuvo vinculada tanto a objetivos ambientales como a necesidades económicas y de seguridad energética. En el caso argentino, el crecimiento renovable coincidió con un período de alta dependencia de combustibles importados.
Durante esos años, el sistema llegó a consumir grandes volúmenes de combustibles líquidos para generación eléctrica. La incorporación de parques eólicos y solares permitió reducir gradualmente esa dependencia.
“Los renovables empezaron a desplazar combustibles contaminantes, caros e importados, generando un alivio fiscal y externo para la economía argentina”, explicó el consultor.
Actualmente, la generación renovable continúa ampliando su participación dentro del sistema eléctrico. De acuerdo con datos elaborados a partir de información oficial de CAMMESA, las energías renovables y las grandes hidroeléctricas ya cubren más del 40% de la demanda eléctrica nacional, lo que refleja la creciente diversificación de la matriz energética argentina.
El almacenamiento energético también comienza a tener un papel más relevante dentro de los sistemas eléctricos de la región, aunque con funciones diferentes según el país.
En Chile, por ejemplo, las baterías se expandieron rápidamente para gestionar excedentes de generación solar en el norte del país. En Argentina, en cambio, estas tecnologías se vinculan principalmente con la gestión de picos de demanda y la congestión en nodos del sistema eléctrico.
“Las baterías están ocupando un rol diferente que tiene que ver con resolver problemas de transmisión en nodos de demanda y atender picos de generación”, indicó Kieper.
Ese rol se refleja también en las políticas recientes del sector. El Gobierno lanzó la licitación AlmaSADI, que contempla 700 MW de sistemas de almacenamiento BESS, con el objetivo de reforzar nodos críticos del sistema eléctrico y mejorar la confiabilidad operativa. Incluso se evalúa la posibilidad de aumentar hasta un 10% la potencia adjudicada dependiendo de las ofertas recibidas.
Al mismo tiempo, el desarrollo del sistema eléctrico requiere nuevas inversiones en infraestructura de transporte. En ese sentido, el Ejecutivo confirmó que avanzará con el pliego técnico de la obra AMBA I, una de las principales ampliaciones de transmisión previstas para el sistema argentino, que podría habilitar hasta 1000 MW adicionales de capacidad y facilitar la incorporación de nuevos proyectos de generación.
De cara al futuro, el especialista consideró que la abundancia de recursos energéticos podría traducirse en un mercado más dinámico y competitivo, siempre que el sistema logre integrar de forma eficiente renovables, almacenamiento y gas natural.
Argentina se encamina a un salto estructural en su matriz energética. Las proyecciones oficiales y privadas coinciden en que el país superará 1 millón de barriles diarios en 2026 y alcanzará más de 1,5 millones de barriles por día hacia 2031, impulsado por la expansión del shale y la consolidación de infraestructura crítica para evacuar producción.
El crecimiento proyectado se apoya en tres vectores: mayor productividad en Vaca Muerta, ampliación del midstream y un esquema de inversiones que podría acumular USD 130.000 millones en la próxima década. Con ese volumen, el país pasaría a integrar el grupo de productores de escala media-alta, con capacidad para sostener un flujo exportador estable.
Las exportaciones energéticas podrían ubicarse entre USD 30.000 y 45.000 millones anuales a comienzos de la década de 2030, dependiendo del nivel de precios internacionales y del ritmo de ampliación de la infraestructura. El petróleo será el principal motor del crecimiento, acompañado por el desarrollo del gas y la diversificación de nodos logísticos.
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El desafío central está en la logística: ductos, plantas de tratamiento, ampliación de capacidad de transporte y nuevos puntos de salida al exterior. Neuquén, Río Negro y Buenos Aires concentran la mayor parte de las obras previstas, con un impacto directo en proveedores, empleo y actividad regional.
La proyección de 1,5 millones de barriles diarios hacia 2031 no es un escenario optimista: es un escenario posible si la infraestructura acompaña. El salto exportador dependerá de la capacidad del país para sostener inversiones, ordenar la logística y consolidar un marco operativo que permita transformar recursos en divisas.
El mapa energético argentino entra en una fase donde la escala deja de ser aspiración y empieza a ser planificación.
El oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) alcanzó un avance del 58% y entró en la etapa crítica de obra que permitirá habilitar las primeras exportaciones de crudo desde Punta Colorada a fines de 2026.
El proyecto, uno de los desarrollos de infraestructura energética más grandes del país, ya completó la soldadura automática en toda la traza y avanza en simultáneo en los frentes de obra terrestre, portuaria y offshore.
En Allen se finalizó la prueba hidrostática del tanque de 70.000 m³, un hito clave para validar la integridad del sistema. Otro punto crítico fue el cruce del río Negro, ejecutado mediante perforación horizontal dirigida a 25 metros de profundidad y con un ducto de 30 pulgadas. La obra se realizó en una sola maniobra y permitió mantener el ritmo general del proyecto.
En Punta Colorada continúan las tareas de movimiento de suelo, montaje de bases y construcción de los seis tanques de almacenamiento que conformarán el nuevo nodo exportador del Atlántico Sur. La instalación de las monoboyas está prevista para septiembre, en paralelo con la finalización de los sistemas de bombeo y la infraestructura de carga.
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El ducto principal, de 437 kilómetros, tendrá una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, con una ampliación prevista a 390.000 barriles y un objetivo final de 550.000 barriles por día hacia 2028. El proyecto es desarrollado por un consorcio integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol.
Para las provincias productoras, VMOS representa un cambio estructural: reduce la dependencia del sistema existente, elimina cuellos logísticos y habilita una salida directa al mar para el crudo de Vaca Muerta. La obra moviliza proveedores locales, contratistas regionales y mano de obra especializada en soldadura, movimiento de suelos, perforación dirigida y montaje industrial.
El avance del 58% confirma que Vaca Muerta Sur ya no es un proyecto en ejecución, sino una infraestructura que empieza a definir el mapa energético del país. La combinación de obra civil, ingeniería de ductos y desarrollo portuario convierte a Punta Colorada en un nuevo polo exportador. Si el cronograma se sostiene, Argentina sumará capacidad para colocar su shale en mercados internacionales con mayor estabilidad logística y un impacto directo en empleo, proveedores y actividad regional.
Phoenix Global Resources definió un plan de inversión de USD 6.000 millones para expandir su operación en Vaca Muerta durante la próxima década. La compañía, controlada por Mercuria Energy Group, presentará su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), un esquema que mejora la ecuación fiscal y financiera de los proyectos de shale.
El plan se apoya en un CAPEX ya ejecutado de USD 1.000 millones desde 2024. La nueva etapa incluye el desarrollo del flanco oriental de la formación, la posible adquisición de un activo adicional y la incorporación de un tercer equipo de perforación. El objetivo es elevar la producción desde los actuales 22.000 barriles diarios hasta un rango cercano a 80.000 barriles por día hacia 2030.
La evacuación del crudo se realizará a través del sistema ampliado de Oldelval, que incrementó su capacidad para sostener mayores volúmenes de exportación. La disponibilidad de infraestructura es un factor central para la rentabilidad del proyecto, ya que reduce cuellos logísticos y mejora la previsibilidad del flujo de caja.
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El CEO de la compañía, Pablo Bizzotto, destacó que el RIGI aporta estabilidad fiscal, amortización acelerada y un horizonte regulatorio que permite proyectar retornos con menor volatilidad. Para Mercuria, el régimen mejora la competitividad de Argentina frente a otras geografías productoras y habilita un ciclo de inversión de largo plazo.
La apuesta de Phoenix se suma a los anuncios de Tecpetrol y Pampa Energía, que también preparan inversiones multimillonarias bajo el RIGI. El movimiento coincide con la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, que ampliará la capacidad exportadora desde 2026 y permitirá sostener una curva de producción creciente.
El ingreso de Phoenix al RIGI confirma que el régimen está generando decisiones de inversión concretas en el upstream. Además, la combinación de estabilidad normativa, infraestructura disponible y precios alineados a la paridad de exportación crea un entorno competitivo para atraer capital global.
Con un CAPEX proyectado de USD 6.000 millones, la compañía se posiciona como un operador de escala en Vaca Muerta. Si el marco regulatorio se sostiene, estos proyectos pueden traducirse en producción, exportaciones y divisas, tres variables centrales para el desarrollo energético argentino.
UBS revisó su modelo sobre Vista y elevó el precio objetivo a 86 dólares por acción. La actualización se apoya en un cambio estructural del escenario energético y en una mayor visibilidad sobre la generación de caja de la compañía. El papel opera en torno a 77 dólares y acumula un avance cercano al 28% en lo que va del año.
Además, el banco sostiene que Vista dejó de ser una historia de recuperación para consolidarse como un vehículo de crecimiento con ejecución comprobada en Vaca Muerta. La entidad trabaja ahora con un Brent de 86 dólares para 2026, muy por encima de los 62 dólares que utilizaba previamente.
En una compañía con fuerte apalancamiento operativo, ese ajuste modifica de manera significativa las proyecciones de EBITDA y flujo de caja.
Por otra parte, UBS estima que cada incremento de 5 dólares por barril agrega unos 200 millones de dólares de EBITDA anual y cerca de 110 millones de flujo de caja para el equity.
Ese efecto amplifica el impacto del nuevo escenario de precios y mejora la lectura de valuación relativa. Incluso después del rally reciente, Vista cotiza a 3,5 veces EV/EBITDA proyectado para 2027, por debajo del promedio histórico cercano a 4 veces que utiliza el banco en su modelo.
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En paralelo, la entidad revisó al alza sus estimaciones de producción. El banco proyecta 185 mil barriles equivalentes diarios para 2027 y más de 200 mil hacia 2028. El crecimiento está respaldado por las adquisiciones recientes en Bajo del Toro y Bandurria Sur, que incrementan volumen y refuerzan la exposición a activos de alta calidad dentro de Vaca Muerta.
El documento destaca que la compañía muestra mejoras consistentes en productividad, costos y desarrollo de pozos, lo que reduce el riesgo de ejecución, un factor que suele penalizar a las empresas de shale.
A la vez, UBS incorpora un elemento que empieza a ganar peso en la tesis de inversión: la generación de caja. Con precios altos y producción en expansión, Vista podría ingresar en una etapa donde la asignación de capital cobre mayor relevancia.
Si no aparecen nuevas oportunidades de adquisición, el banco considera probable una aceleración en la remuneración al accionista mediante recompras o dividendos.
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En este contexto, la eventual inclusión de activos upstream dentro del régimen RIGI aparece como un catalizador adicional. Según el banco, proyectos como Bajo del Toro o Águila Mora podrían sumar alrededor de 130 millones de dólares anuales al flujo de caja libre en un escenario de largo plazo con un Brent de 75 dólares. Ese impacto no está plenamente incorporado en los precios actuales.
Para los inversores institucionales, la lectura es concreta. Vista combina exposición directa al ciclo del petróleo, crecimiento operativo respaldado por ejecución y un portafolio de activos competitivo fuera de Estados Unidos. En un escenario de crudo firme, esa combinación sostiene una relación riesgo-retorno favorable y mantiene a la compañía dentro del radar de los fondos que buscan escala, disciplina y visibilidad en generación de caja.
Cuando Ali Moshiri llegó por primera vez a la Argentina, hace más de una década, lo hizo al frente de Chevron para América Latina. Fue el ejecutivo que, junto con Miguel Galuccio, habilitó el primer movimiento que permitió reducir el riesgo del shale neuquino y abrir la puerta a la etapa industrial de Vaca Muerta.
Ese acuerdo marcó un antes y un después en la percepción internacional sobre el potencial argentino.
Hoy, Moshiri vuelve al país en un contexto distinto y con un objetivo diferente. Ya no se trata de validar un recurso no convencional, sino de recuperar valor en campos maduros del sur.
Su regreso se materializa a través de una sociedad con Roch, Luft Energía y el fondo estadounidense Explorador para operar tres áreas convencionales en Santa Cruz: Cañadón Yatel, El Guadal–Lomas del Cuy y Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte, que YPF devolvió a Fomicruz el año pasado.
La producción combinada ronda los 6.000 barriles diarios. Son activos con altos costos, fuerte declinación y un corte de agua significativo. Sin embargo, para Moshiri representan una oportunidad de reposicionar el convencional bajo un esquema operativo más flexible y con técnicas de recuperación mejorada.
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Su objetivo es claro: construir una plataforma que pueda escalar hasta los 50.000 barriles diarios y consolidar un jugador independiente en el segmento.
El regreso de Moshiri no se explica solo por los precios internacionales del crudo. También tiene que ver con quién lo acompaña. La alianza con Doris Capurro, ex vicepresidenta de YPF y fundadora de Luft Energía, aporta conocimiento institucional, lectura territorial y capacidad de estructurar proyectos en un sector donde la gobernanza provincial es determinante.
Capurro sintetiza el puente entre la experiencia internacional de Moshiri y la dinámica regulatoria y política de la Patagonia.
El esquema operativo estará liderado por Roch, una compañía con trayectoria en campos maduros y en recuperación secundaria. La estrategia apunta a optimizar costos, reducir agua producida y estabilizar la curva de declinación.
Para que el modelo sea sostenible, los socios consideran clave que Santa Cruz mantenga —y eventualmente reduzca— las regalías, un incentivo que podría definir la rentabilidad de los proyectos.
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Mientras tanto, Moshiri continúa activo en otros mercados. En Venezuela, donde sostuvo la operación de Chevron incluso en los momentos de mayor retracción del sector, adquirió activos de Sinopec y planea inversiones por 2.000 millones de dólares para alcanzar los 200.000 barriles diarios.
Su retorno a la Argentina se inscribe en esa misma lógica: identificar activos subvaluados, aplicar disciplina operativa y construir escala.
Para los inversores, el movimiento tiene una lectura concreta. El ejecutivo que ayudó a validar Vaca Muerta vuelve al país para apostar por un segmento que la industria había relegado.
Su presencia reabre la discusión sobre el potencial del convencional bajo nuevos esquemas de gestión y confirma que, incluso en un mercado dominado por el shale, todavía hay espacio para proyectos que combinen eficiencia, foco y conocimiento del territorio.
El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó que el Gobierno aprobó la ampliación de un proyecto minero bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Además, informó que hay 40 iniciativas en evaluación, con un plazo técnico de análisis de 45 días por expediente.
Fuentes oficiales señalaron que la intención es aprobar la mayoría antes de julio de 2027, fecha hasta la cual se prorrogó el régimen. La extensión también habilita nuevas presentaciones en petróleo, gas y minería, sectores donde se concentra la mayor parte del CAPEX proyectado.
Investigación previa: • Ministerio de Economía – comunicados oficiales • Secretaría de Energía – proyectos declarados estratégicos • Boletín Oficial – prórroga del RIGI • Tecpetrol, Pampa Energía, GeoPark – presentaciones corporativas
Los proyectos energéticos que avanzan bajo el RIGI
En Vaca Muerta, Tecpetrol presentó un plan por USD 2.400 millones para desarrollar Los Toldos II Este. En paralelo, Pampa Energía impulsa una ampliación de USD 4.500 millones en Rincón de Aranda, uno de sus bloques de mayor proyección.
Por otra parte, GeoPark evalúa ingresar al régimen con inversiones de hasta USD 1.000 millones para las áreas adquiridas a Pluspetrol.
En el segmento midstream, el consorcio integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell avanza con el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS). La obra prevé USD 2.486 millones para construir 437 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, con puesta en marcha estimada para fines de 2026.
El GNL suma escala y horizonte exportador
El proyecto de GNL impulsado por Pan American Energy y Golar contempla USD 6.878 millones para instalar una unidad de licuefacción en el golfo San Matías. La operación comenzaría en 2027, con capacidad para transformar gas neuquino en volúmenes exportables a Asia y Europa.
En paralelo, la Secretaría de Energía trabaja en los lineamientos regulatorios para integrar el GNL al régimen de grandes inversiones.
El avance del RIGI confirma que Argentina está frente a un pipeline superior a USD 17.000 millones en petróleo, gas, midstream y GNL. Además, la prórroga del régimen hasta 2027 ofrece previsibilidad para proyectos que requieren ingeniería compleja, financiamiento largo y proveedores especializados.
En este contexto, Vaca Muerta consolida su rol como motor energético, mientras VMOS y el GNL abren una ventana exportadora de alto impacto macro. La clave será sostener reglas claras y acelerar habilitaciones para transformar estos anuncios en obra, empleo y divisas.
Y-TEC recibió a equipos técnicos de ENI para avanzar en la caracterización de rocas, la validación de modelos de reservorio y la integración de datos de laboratorio con plantas piloto. El trabajo apunta a mejorar la precisión de los parámetros que definirán el desarrollo de los bloques de gas húmedo destinados al proyecto Argentina LNG.
Además, el encuentro permitió unificar metodologías entre YPF, ENI y Y-TEC en un momento en el que la ingeniería del proyecto requiere consistencia técnica para sostener la futura estructura de financiamiento. La integración de ciencia aplicada y operación en campo reduce dispersión de criterios y ordena la información que utilizarán las compañías en la etapa de diseño definitivo.
Por otra parte, Argentina LNG avanza con una configuración que combina producción en Vaca Muerta y licuefacción mediante unidades flotantes. El plan prevé una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales, con posibilidad de expansión a 18 millones hacia el final de la década.
La inversión estimada ronda los 40.000 millones de dólares, con 25.000 millones destinados a infraestructura de licuefacción y transporte, y 15.000 millones al desarrollo de los bloques de gas húmedo.
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En paralelo, la incorporación de XRG, el brazo internacional de ADNOC, refuerza la estructura societaria y amplía el acceso a mercados de destino. El proyecto se encamina hacia la Decisión Final de Inversión prevista para el primer semestre de 2026, que requerirá gestionar financiamiento internacional por unos 20.000 millones de dólares.
A la vez, ENI integra a Vaca Muerta dentro de su estrategia global de gas en un mercado que hacia 2026 muestra inventarios europeos ajustados y una demanda asiática sensible a la evolución de precios. La compañía proyecta asegurar 20 millones de toneladas anuales de GNL entre 2029 y 2030, lo que posiciona a Argentina como un proveedor potencial dentro de su portafolio.
En este contexto, la coordinación técnica entre Y-TEC y ENI aporta orden, consistencia y trazabilidad a un proyecto que requiere precisión en cada etapa. Para la industria, el avance confirma que Argentina LNG transita un proceso de maduración técnica alineado con estándares internacionales y con una estructura societaria capaz de sostener inversiones de largo plazo.
Río Negro comenzó a diseñar su propio Instituto Vaca Muerta, un centro de formación orientado a cubrir la demanda laboral que generará el desarrollo de GNL en el Golfo San Matías. La iniciativa apunta a crear perfiles técnicos específicos para operar, mantener y asegurar las unidades de licuefacción que se instalarán en la costa provincial.
La secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, explicó que la provincia identificó una brecha estructural entre la oferta educativa actual y los requerimientos del proyecto. Por eso, el nuevo instituto tendrá una carrera terciaria con fuerte contenido práctico y estándares internacionales.
El foco estará puesto en perfiles marítimos, operación de plantas, logística portuaria y sistemas de licuefacción.
El programa se desarrolla junto al SAIT de Canadá, institución con experiencia en la formación de técnicos para buques de GNL en Angola y Australia. También participan Golar, YPF y el Instituto Balseiro, que aportarán contenidos técnicos y criterios de seguridad. La formación incluirá inglés obligatorio, dado que la operación de los buques se realiza íntegramente en ese idioma.
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La localización del instituto aún está en evaluación. La provincia analiza alternativas en la zona atlántica, el Alto Valle, Viedma y San Antonio, según la disponibilidad de simuladores, equipamiento y espacios para prácticas. La decisión final estará alineada con la expansión del complejo portuario y la instalación de infraestructura asociada al GNL.
Para Río Negro, el instituto es parte de una estrategia más amplia para capturar el impacto territorial del proyecto. La provincia busca que la construcción del puerto, la planta de separación y los servicios asociados generen empleo local y consoliden un ecosistema productivo propio.
La creación del Instituto Vaca Muerta rionegrino confirma que el desarrollo del GNL ya no depende solo de infraestructura y CAPEX, sino también de capital humano especializado.
Si la provincia logra articular formación, territorio y demanda laboral, podrá posicionarse como un actor clave en la cadena de valor del gas y asegurar que el crecimiento energético se traduzca en empleo calificado y oportunidades locales.
El proceso de privatización del Belgrano Cargas entra en su tramo decisivo y redefine el mapa logístico del país. La licitación, habilitada por la Ley de Bases 27.742, abarca 7.594 kilómetros de red ferroviaria, atraviesa 16 provincias y conecta con cinco pasos internacionales, lo que la convierte en una de las decisiones de infraestructura más relevantes de la década.
El modelo adoptado —desintegración vertical con acceso abierto— divide la operación en tres bloques:
vías e inmuebles,
talleres ferroviarios,
material rodante.
Cada bloque se adjudicará a CUITs distintos y tendrá obligaciones de inversión específicas. El objetivo es atraer operadores con capacidad técnica y financiera para recuperar corredores que hoy funcionan muy por debajo de su potencial. La densidad operativa del Belgrano es de 0,63 millones de ton-km/km, frente a 3,40 en Brasil y 24,20 en Australia, lo que evidencia la magnitud del rezago.
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Los ramales del NOA —especialmente los C13 y C14— concentran la mayor expectativa. Con apenas 12.500 toneladas anuales de carga actual, podrían escalar a 400.000 toneladas con obras básicas y superar 1,3 millones de toneladas si se integran proyectos mineros de gran escala.
La infraestructura ferroviaria se vuelve así un factor determinante para la competitividad de las economías regionales y para la expansión de sectores que dependen de corredores de alta capacidad.
El cronograma oficial prevé adjudicar los bloques en julio y transferir la operación en diciembre. Las inversiones obligatorias ascienden a USD 755 millones, distribuidas entre renovación de vías, modernización de talleres y recuperación de material rodante.
El desafío será coordinar a los futuros operadores bajo un esquema de acceso abierto que garantice interoperabilidad, eficiencia y continuidad del servicio.
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La licitación del Belgrano Cargas no es un trámite administrativo: es una definición estructural sobre cómo se moverán los bienes en la próxima década. La infraestructura ferroviaria vuelve a ocupar un lugar central en la agenda productiva, y su modernización será clave para sostener el crecimiento de los corredores logísticos del país. La incógnita es si el modelo elegido logrará la eficiencia que el sistema necesita o si la fragmentación operativa terminará reproduciendo los cuellos de botella que hoy limitan la competitividad.
Las tensiones en el Golfo Pérsico volvieron a escalar después de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, advirtiera que podría destruir pozos petroleros, centrales eléctricas y la isla de Kharg si Irán no reabre de inmediato el Estrecho de Ormuz, por donde circula cerca del 20% del petróleo mundial.
La advertencia se produjo en un contexto donde el crudo ya opera con una volatilidad extrema y los flujos marítimos permanecen prácticamente paralizados.
El cierre de Ormuz, vigente desde fines de febrero tras los ataques de EE.UU. e Israel, provocó un salto abrupto en los precios internacionales. El Brent superó los USD 115 por barril, su mayor nivel en años, mientras que las primas de seguro para navegar la zona se multiplicaron.
La interrupción del tránsito afecta tanto al petróleo como al gas, y obliga a los importadores asiáticos y europeos a redireccionar compras hacia África Occidental y Estados Unidos.
La isla de Kharg, principal terminal de exportación iraní, concentra alrededor del 90% del crudo que sale del país. Su eventual destrucción o captura militar implicaría un shock de oferta inmediato y un reacomodamiento forzoso de los flujos globales.
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Analistas internacionales advierten que un ataque directo sobre infraestructura energética iraní podría empujar al Brent por encima de los USD 130, con impacto directo en inflación, logística y costos industriales.
Irán rechazó las condiciones de Washington y calificó las exigencias como “excesivas”. Mientras tanto, el mercado opera bajo la expectativa de una negociación que permita reabrir Ormuz, aunque sin señales concretas de desescalada. La incertidumbre mantiene en alerta a los grandes compradores de crudo y a los fondos que operan derivados energéticos.
La crisis en Ormuz vuelve a mostrar que el petróleo sigue siendo un activo geopolítico antes que un commodity. La amenaza sobre Kharg y la infraestructura iraní introduce un riesgo sistémico para el mercado energético global. Si el bloqueo persiste, el impacto se trasladará a precios, inflación y costos logísticos en todo el mundo.
Para los países importadores, el escenario obliga a diversificar proveedores y reforzar reservas estratégicas. Para los productores, abre una ventana de precios altos, pero bajo un nivel de volatilidad que puede ser peligroso.
El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, realizó una conferencia de prensa sobre el reciente fallo de la Corte de Apelaciones de Nueva York referido al proceso de control de la compañía YPF.
“Nuestra posición desde la recuperación del control de YPF ha sido siempre la misma: defender el interés argentino, la soberanía nacional y la compañía de bandera, líder del sector, para promover la industria y el desarrollo del país”, sostuvo.
Kicillof sostuvo que “este fallo de la Cámara de Apelaciones de Nueva York puso las cosas en su lugar, pero debemos seguir siendo muy prudentes. Que el presidente les dé la razón a quienes pretendían quedarse con YPF no solo es contrario a los intereses del país, sino que además es muy riesgoso en el caso de que surjan nuevas apelaciones. Ahora es total responsabilidad de Javier Milei defender a la Argentina como corresponde”.
“YPF fue un ejemplo del efecto de las privatizaciones que se hicieron en la década del ´90 y derivaron en el vaciamiento de activos estratégicos para el país. Con la recuperación del control de la empresa, logramos revertir inmediatamente la tendencia, pero hoy el Gobierno nacional apuesta nuevamente al mismo plan privatizador”, expresó el Gobernador.
Y añadió: “Es una vergüenza que haya sectores que estén a favor de los grupos que atentan contra nuestro país: primero deben estar los intereses nacionales y nuestra soberanía. No podemos permitir que para oponerse al peronismo elijan estar del lado de los fondos buitre”.
En ese sentido, Kicillof subrayó: “Ahora la cuestión de fondo es para qué sirve YPF. Milei no lo entiende, solo ve sus resultados y lucra con eso”. “En un momento de alta volatilidad, en el que el litro de nafta en la Argentina supera los $ 2.000, el país cuenta con YPF, un instrumento muy poderoso para tener una política sobre el precio interno de los combustibles: llamo al Gobierno nacional a cuidar el bolsillo de los argentinos”, añadió.
Kicillof fue tajante al describir la postura del oficialismo. “Milei apoyó a los buitres, Milei está a favor de que YPF sea privada y extranjera. Y todo eso está mal”. Según su visión, no se puede ser patriota y al mismo tiempo defender que los recursos estratégicos queden en manos de empresas foráneas.
“No podemos permitir que nuestros recursos se dilapiden y se envíen al exterior sin elaboración mientras aquí se venden a precios internacionales”, sostuvo el Gobernador y concluyó: “YPF debe ser una palanca para el desarrollo, para generar un proceso de industrialización y productivo en nuestro país: la industria vinculada al boom de Vaca Muerta tiene que ser argentina y lograr así distribuir la riqueza en beneficio de todo el pueblo”.
Kicillof ratificó que la idea era estatizar el control de la compañía y no todas sus acciones, por eso el 51% por el que se avanzó en aquel entonces y por el que se indemnizó a Repsol. Más adelante, cuando la empresa del grupo Eskenazi -que tenía acciones- fue a la quiebra, que se tramitó en juzgados de España. El juez de la quiebra vendió el derecho a litigar a un fondo Burford y en 2015 reclamó que debió haberse aplicado el Estatuto de YPF.
“Se pretendía aplicar el Estatuto sobre la ley y la Constitución. La discusión si correspondía aplicar una u otra es un tema de derecho argentino. Durante 5 años se discutió si correspondía o no tomar en ese tribunal una demanda sobre la aplicación de leyes argentinas”, describió.
A través de una serie de resoluciones emitidas por el Enargas, el gobierno oficializó nuevos aumentos en las tarifas del transporte y de distribución del gas a partir del 1 de abril, y en las próximas horas hará lo mismo con las tarifas de electricidad.
Los nuevos cuadros tarifarios “de transición” para el gas incluyen el ajuste surgido de la Revisión Quinquenal (RQT) que se viene aplicando desde junio de 2025 en 31 cuotas mensuales y consecutivas, hasta finales de 2027.
También se aplican subas en base índices de precios mensuales con el objetivo declarado por Energía de evitar retrasos en las tarifas respecto de la evolución de la inflación mientras transcurre el período que desembocará en 2030 con una nueva RQT, contemplada en la ley 24076 (Marco Regulatorio del gas).
A modo de referencia, cabe consignar que un usuario categoría R2-3 pagará un Cargo Fijo mensual de $ 17.387,76 si se domicilia en Capital Federal, y de $ 15.587,09 si habita en PBA. Para ambos casos, el Cargo por m3 de Consumo es de $ 272,29.
En el caso de las empresas a cargo del sistema de transporte del gas natural por ductos (TGN, TGS) se dispone además una actualización de las tarifas de “Intercambio y desplazamiento” (ED), por cada 1.000 m3, y de Transporte Firme (TF) un cargo por m3/día de capacidad de transporte reservado en el sistema.
Un dato relevante de Abril es que desde ése mes las distribuidoras deben cumplir con lo dispuesto mediante la Resolución 23/2026 por la S.E., que estableció el Precio Anual Uniforme (PAU) para el gas (dolarizado), a ser trasladado a los usuarios finales, entendiendo que ello aplanará las facturas a lo largo del año, para evitar los saltos bruscos que suelen ocurrir en los meses del invierno (de mayor consumo).
El PAU se aplica en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes en el marco del “Plan Gas.Ar” 2023-2028 (De Reaseguro,y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el auto abastecimiento interno, las exportaciones y la expansión del sistema de transporte en ductos en todas las cuencas).
El PAU se aplicará a los consumos de gas realizados durante el año 2026 y desde la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios publicados por el ENARGAS.
En los considerandos de las resoluciones ahora oficializadas por el Ente Regulador, se hace hincapié en que, por el Decreto 943/25, se resolvió unificar los subsidios energéticos de jurisdicción nacional, y crear el régimen de SUBSIDIOS ENERGÉTICOS FOCALIZADOS (SEF) que incluiría al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluído por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos, “para asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable”.
Cabe recordar que la aplicación del esquema SEF desplazó al esquema de subsidios en tres niveles (N1,N2, yN3) según ingresos de los usuarios. El SEF se limita a dos posibilidades: Con y Sin Subsidio, lo que en la práctica implicaría una fuerte reducción de la cantidad de usuarios parcialmente subsidiados (principalmente los de ingresos medios).
Por el Decreto 943/25 se resolvió mantener los bloques de consumo base de gas natural fijados en las Resoluciones 686/2022 y 91/2024, los que se extenderían, además, a los usuarios de gas propano indiluído por redes.
Se dispuso también que, en el caso del gas natural, y a partir de la implementación del SEF, las bonificaciones aplicarían exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio que resulta del Plan Gas.Ar, según lo determine la Autoridad de Aplicación (Precio Anual Uniforme).
El PAU para los usuarios residenciales se fijó en U$S 3,79 por millón de BTU, eliminando la estacionalidad vigente que establecía un valor en invierno de U$S 4,71, y de U$S 3,12 el MBTU para el verano.
Energía (dependiente del ministerio de Economía) dispuso que “el costo de abastecimiento derivado de la provisión de gas natural regasificado (GNL), o de nuevos contratos de gas de cuenca que se celebraran fuera del marco del Plan Gas.Ar, no integraría la base del precio de gas que se considera para la aplicación de las bonificaciones establecidas en el marco de dicho Decreto 943/25 y de la normativa complementaria que se dicte al respecto”.
En la resolución 23/2026 la S.E. aclaró que “el PAU es el precio sobre el cual aplicarán los beneficios establecidos en el marco del SEF, que podrá diferir del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a trasladar por el ENARGAS a la tarifa del usuario final en concepto de pass-trough o de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), según corresponda”.
En los cuadros tarifarios de las Licenciatarias aprobados se incorporó un cuadro con el PAU, expresado en Pesos por metro cúbico ($/m3), correspondiente a cada subzona tarifaria, a fin de que las facturas que emitan las prestadoras del servicio de distribución de gas (incluídas las Subdistribuidoras) reflejen el PAU, y sobre éste concepto apliquen las bonificaciones establecidas en el SEF.
Las bonificaciones por subsidio para los usuarios de gas natural se aplicarán desde abril hasta septiembre, con un descuento del 50 % sobre el precio del gas. Por este año se aplicará además una bonificación adicional inicial de 25 %, que llegará a 0 % a fin de año.
Las resoluciones oficializadas por el Enargas van desde la 361 hasta la 379/2026, y comprenden a TGS, TGN, Transportadora de Gas Mercosur, Gas Link, Compañía Enterriana de Gas, Gasoducto NorAndino, Refinería del Norte, Enel Generación Chile, GasAndes, Enarsa, MetroGAS, Naturgy BAN, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Naturgy NOA, Litoral Gas y GasNEA.
El ingeniero, con más de 25 años de trayectoria en la industria energética, fue designado para liderar la compañía comercializadora de energía y servicios de infraestructura energética vinculada a Camuzzi
Sebastián Sánchez Ramos asumió como Gerente General de Camuzzi Energía S.A. (CESA), empresa vinculada al Grupo Camuzzi, el pasado lunes 16 de marzo.
Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una sólida trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural, habiendo ocupado a lo largo de su carrera diversos roles técnicos, operativos y de gestión en compañías del sector.
Entre sus principales antecedentes se destaca su desempeño en Albanesi como Director Ejecutivo durante más de 17 años, liderando la comercialización, el suministro y transporte de gas natural para centrales eléctricas.
Previamente, desarrolló su carrera en Metrogas, donde asumió roles vinculados con la comercialización de gas y transporte, gestionando contratos con productores, transportistas y grandes clientes.
CESA es una empresa del Grupo Camuzzi dedicada inicialmente al abastecimiento, comercialización y gestión integral de gas natural, brindando soluciones energéticas a clientes industriales, usinas eléctricas y grandes usuarios, como así también el servicio integral de distribución de Gas Natural Comprimido (GNC), orientado a empresas que requieren disponer del fluido en instalaciones no conectadas a redes. Para ello, utiliza equipos de compresión móviles de última generación, diseñados para operar de manera flexible y segura en cualquier punto del país.
En los últimos años, y con el objetivo de acompañar las necesidades de los distintos actores de la industria, Camuzzi Energía ha desarrollado un amplio portafolio de soluciones operativas, sustentadas en el know how, la experiencia y la sólida formación técnica de su equipo de profesionales. Entre sus principales servicios se destacan:
La construcción de plantas y cañerías, y la asistencia técnica para la operación y el mantenimiento de gasoductos y plantas reguladoras de presión.
Servicios de mantenimiento especializado mediante sistemas de Hot Tapping y Stopple, que permiten realizar tareas de perforación y obturación sin interrumpir el suministro de fluidos líquidos o gaseosos.
Contraste y calibración de medidores, en laboratorios propios certificados por el INTI.
Sánchez Ramos se suma así a Camuzzi Energía, una empresa robusta y con una vasta experiencia, que desarrolla sus actividades a lo largo de toda la cadena de valor y en todo el territorio nacional, con foco en la eficiencia operativa, la seguridad y el cumplimiento regulatorio, contribuyendo al desarrollo energético del país.
Comienza una semana clave en la que se definirá el precio del combustible en surtidor en el marco de un escenario internacional convulsionado que repercute en el mercado local.
El precio internacional del petróleo volvió a escalar con fuerza este lunes. El Brent superó los 116 dólares por barril en las primeras horas de la jornada, impulsado por una nueva oleada de ataques de Irán sobre infraestructura estratégica en Medio Oriente, lo que reavivó temores sobre el abastecimiento global de crudo y derivados.
La suba es seguida de cerca por los principales actores del mercado petrolero local, que esta semana deberán definir una variable clave: el precio del barril doméstico para abril.
Del lado de la oferta, el foco está puesto en los productores no integrados entre los que figura Vista Energy, Pluspetrol, CAPSA, Tecpetrol, CGC, Chevron y Phoenix Global Resources, entre otros.
Del lado de la demanda, la atención se concentra fundamentalmente en las refinadoras puras como Raízen, que comercializa la marca Shell en el país, Trafigura, y en menor medida en compañías integradas como YPF y Pan American Energy (PAE).
Un mercado operando sin precio definido
En rigor, el mercado ya viene funcionando bajo un esquema transitorio. Raízen —que opera la refinería de Dock Sud— está recibiendo crudo desde el 15 de marzo sin un precio definido con sus proveedores.
En términos regulatorios, el nuevo marco inaugurado tras laLey Bases —que introdujo cambios en el artículo 6 de la Ley 17.319— establece que ese petróleo debería pagarse a precio de paridad de exportación.
Sin embargo, en la práctica, fuentes privadas del sector advierten que ese criterio es difícil de aplicar de forma directa en el mercado doméstico actual. Por eso, el precio final del crudo que procesen las refinadoras surgirá, una vez más, de una negociación entre privados que debería encauzarse esta semana, en el cierre de marzo, de cara a definir cuáles serán los precios locales del crudo que entrarán en vigencia a partir del 1º de abril.
El límite: lo que permite el surtidor
Productores y refinadoras definirán esta semana el precio interno del petróleo.
El principal condicionante es el precio de los combustibles en el mercado local. A pesar de que en las últimas semanas los surtidores registraron aumentos de entre 15% y 18%, el valor actual de la nafta y el gasoil todavía no convalida un barril a paridad de exportación si se toma como referencia un Brent por encima de los 100 dólares.
Según fuentes privadas consultadas por EconoJournal, el precio doméstico hoy permite reconocer un valor del crudo Medanito de Vaca Muerta entre US$85 y US$90, en un rango compatible con los valores actuales de surtidor y con márgenes de refinación ajustados pero todavía operables.
El interrogante hacia adelante es cómo seguirá aterrizando el precio interno del petróleo en función de si se establece o no un sendero entre productores y refinadores que permita ir mejorando el precio interno del petróleo en función de lo que se pague en las estaciones de servicio.
En ese plano, es clave saber si en abril se registrará una nueva suba de doble dígito del precio de combustible como sucedió en marzo o si el Gobierno buscará reducir esa cifra en no más de un 5 o 6 por ciento mensual.
Diferencias contractuales
La negociación también está atravesada por las particularidades comerciales de cada refinadora.
Raízen define el precio del crudo en ciclos de 30 días que corren a partir del 15 de cada mes. El período actual comenzó el 15 de marzo y se extenderá hasta el 15 de abril.
Trafigura, en cambio, opera con esquemas mensuales calendario, por lo que deberá definir esta semana el precio de compra para todo abril.
La apuesta oficial: acuerdo sin intervención
El Gobierno sigue de cerca la dinámica, aunque por ahora optó por no intervenir directamente en el mercado. La apuesta es que productores y refinadores alcancen un acuerdo comercial que evite tensiones mayores y que puedan complicar el suministro de nafta y, fundamentalmente, de gasoil de cara al arranque de la cosecha gruesa en abril.
En ese contexto, el abastecimiento de gasoil aparece como el principal foco de preocupación. El precio del heating oil —referencia internacional para la importación de gasoil— viene registrando subas incluso superiores a las del crudo, lo que encarece la reposición de producto en el mercado local.
A eso se suma una mayor demanda desde Asia, que está absorbiendo volúmenes relevantes de ese derivado, lo que complejiza aún más el escenario de abastecimiento. Por eso, el foco del mercado de refinación está puesto hoy en garantizar la oferta de gasoil.
El objetivo implícito sigue siendo que el precio interno converja gradualmente hacia niveles internacionales, pero sin trasladar en forma directa todo ese impacto al surtidor.
Una discusión recurrente
La actual desconexión entre el precio local y la referencia internacional no es una novedad. Por el contrario, fue una constante en el mercado argentino durante la última década.
Incluso durante la gestión de Alberto Fernández, la industria desarrolló mecanismos informales de autorregulación, en los que se definía un precio de referencia interno mientras se mantenía la paridad de exportación para los saldos exportables. Ese esquema, con matices, sigue vigente.
El desafío: coordinar sin árbitro
Hasta el momento, y en línea con la postura del gobierno de mantenerse por fuera, YPF no emergió con un rol activo en la discusión.
Uno de los principales desafíos que enfrenta el mercado esta semana es lograr que la interlocución entre privados fluya con suficiente velocidad y eficacia para cerrar un acuerdo antes de fin de mes -en la práctica, este martes- , o al menos definir un esquema que permita administrar la volatilidad del precio internacional en abril.
La dificultad no es menor: se trata de la última semana de marzo, el momento en el que debe quedar definido -o encaminado- el precio al que se comercializará el crudo el mes próximo.
Ese proceso, además, se da sin un liderazgo claro. Por un lado, el Gobierno nacional se mantuvo prescindente de esta agenda, a diferencia de lo ocurrido en administraciones anteriores donde solía oficiar como articulador del mercado.
Por otro, tampoco emergió hasta ahora un rol activo de YPF como principal jugador del sector. La compañía, que históricamente funcionó como ordenador de precios y coordinador informal entre actores, no avanzó por el momento en la generación de una mesa o canales de negociación para encauzar la discusión.
Lo que está en juego
El interrogante ahora es doble. Por un lado, si todos los productores estarán dispuestos a resignar parte de la renta para cerrar un acuerdo con las refinadoras. Por otro, en qué nivel se ubicará ese consenso.
La discusión de fondo pasa por definir quién captura la renta inesperada en el mercado petrolero en un contexto de precios internacionales elevados: si los productores, los refinadores o los consumidores.
En lo inmediato, el mercado deberá resolver si el barril doméstico se ubica más cerca de los 85 dólares o de los 90. Un rango que, en definitiva, marcará el equilibrio entre precios en surtidor, rentabilidad del upstream y necesidad -o no- de intervención estatal.
Los contratos de mayo del Brent tocaron su mayor precio desde el comienzo del conflicto en Medio Oriente.
Los contratos futuros del Brent, el barril de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, tocaron este lunes su precio más alto desde el comienzo de la guerra en Medio Oriente. El conflicto militar iniciado el 28 de febrero pasado cumplió este fin de semana su primer mes sin grandes perspectivas de una salida diplomática que restituya rápidamente el comercio por el estrecho de Ormuz a niveles similares a los normales.
Los futuros de mayo del Brenttocaron este lunes un precio de US$ 116 por barril. El precio más alto para este contrato desde el comienzo de la guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán.
En el mercado estadounidense, el precio del WTI está cruzando este lunes los US$100 por barril por primera vez desde el 28 de febrero, lo que constituye una alerta para la administración de Donald Trump.
Petróleo: riesgo de destrucción de demanda
El inicio del conflicto encontró al mercado con inventarios de petróleo crudo y combustibles en niveles históricamente altos, aunque ese colchón se está agotando a medida que se prolonga la mayor disrupción en la historia del mercado energético. La Agencia Internacional de Energía (IEA) reportó que los productores en el Golfo Pérsico redujeron la producción de crudo en alrededor de 10 millones de barriles por día.
La consultora Rystad Energy advirtió que la siguiente fase es la temida destrucción de demanda en el largo plazo. Existe una brecha de 6 millones de bpd entre el flujo perdido de petróleo crudo y los recortes de producción en refinerías (4 millones de bpd recortados, principalmente en Asia) que el mercado hasta ahora pudo atender recurriendo a inventarios. Sin embargo, esa opción se está terminando.
«Durante las últimas cuatro semanas, los buffers como el crudo en tránsito, el almacenamiento flotante, las liberaciones de las reservas estratégicas y el excedente de preguerra han absorbido el déficit y mantenido el mercado en funcionamiento. Esta fase está llegando a su fin. El próximo mecanismo de ajuste es la demanda«, evaluó Rystad en un reporte publicado la semana pasada.
Guerra en Medio Oriente: promesa de negociaciones y movilización de tropas de EE.UU.
Trump extendió hasta mediados de esta semana una tregua en los ataques estadounidenses contra infraestructura energética de Irán debido al supuesto inicio de conversaciones con el país persa. Pakistán anunció que oficiará como mediador, aunque el Ministerio de Relaciones Exteriores de Irán negó este lunes la existencia de conversaciones con Washington e informó que no están participando en el esfuerzo diplomático pakistaní.
Mientras tanto, EE.UU. está movilizando más tropas hacia Medio Oriente, lo que despierta suspicacias en Teherán sobre las intenciones reales detrás de las negociaciones promovidas desde Washington. El Washington Post publicó que el Ministerio de Guerra (Pentágono) se está preparando para semanas de operaciones en tierra en Irán.
En CERAWeek, el secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, aseguró que la guerra será corta y que la disrupción en el suministro de energía finalizará pronto. “Esto es un shock energético de corto plazo, no de largo plazo», dijo la semana pasada en el mayor evento energético del mundo.
Una embarcación rusa de carga con un envío humanitario de petróleo llegó a Cuba, informó este lunes el Ministerio de Transporte de Rusia.
El petrolero Anatoly Kolodkin entregó unas 100.000 toneladas de crudo a Cuba, según un comunicado recogido por la agencia de noticias TASS. El buque esperaba para descargar ahora mismo en el puerto de Matanzas, añadió el informe, que difundió además Xinhua.
Antes, el diario New York Times informó que la Guardia Costera de Estados Unidos había permitido al tanquero ruso de crudo llegar a Cuba tras meses de bloqueo petrolero contra el país caribeño.
El embargo interrumpió la mayoría de los envíos de combustible hacia La Habana, según se señaló desde el Instituto de Energía de la Universidad de Texas.
La CNN había anunciado la semana pasada que el Anatoly Kolodkin estaba en camino a Cuba con cerca de 730.000 barriles de petróleo.
Se estima que en caso de llegar a las refinerías cubanas, este crudo ruso podría producir unos 250.000 barriles de diésel, suficientes para cubrir aproximadamente 12,5 días de demanda interna.
Cuba dejó de recibir petróleo de Venezuela, su principal proveedor, tras la captura por parte de Estados Unidos del presidente Nicolás Maduro, y posteriormente también se cortó el suministro de otros países, como México, después de que el Gobierno de Trump amagó con imponer aranceles adicionales a los países que le dieran crudo directa o indirectamente.
La escasez de combustible aumentó los apagones, que son cada vez más prolongados, frente a una infraestructura deteriorada por la falta de mantenimiento e inversiones.
Tan solo en el último mes, la isla sufrió dos apagones totales que dejaron a oscuras a La Habana y otras ciudades.
“No entiende Milei para qué YPF es nacional”, subrayó el gobernador bonaerense, quien, a su vez, expresó que el Presidente “ve sus resultados y lucra con eso, pero defiende a los intereses extranjeros y pone en riesgo a los recursos”.
“Porque es líder en la producción de combustibles y cuando hay una guerra, por ejemplo, o una turbulencia o algún tipo de volatilidad de los precios internacionales de los hidrocarburos, tenemos un instrumento muy poderoso para que eso no se descargue sobre el bolsillo del pueblo. Para eso lo tenemos, para tener una política en torno al precio de los combustibles internos”, puntualizó.
En ese mismo sentido, invitó “a la prudencia a las autoridades”: “Si nosotros insistimos en que tenían razón los demandantes, los fondos buitre, siguen dándole argumentos para apelaciones a quienes estaban demandando. Observarlos darle la razón a quienes querían quedarse con la empresa es riesgoso, además de ser absolutamente contrario al interés de nuestro país”.
“Ahora es total responsabilidad de la administración seguir defendiendo a la Argentina como corresponde si es que aparece una nueva instancia, si es que insisten los demandantes”, agregó.
Kicillof destacó que “si YPF seguía privatizada íbamos a convertirnos en un país sin gas y sin petróleo”
El gobernador hizo un repaso histórico de las últimas décadas, y destacó que “durante los 90 se llevaron adelante una serie de privatizaciones de empresas públicas, algunas de ellas estratégicas para la Argentina”, que fueron “hechas a las apuradas, mal y además con resultados desastrosos, que fueron una calamidad para el país”.
“YPF es un caso más de privatizaciones mal hechas que llevaron al vaciamiento de activos estratégicos de la Argentina. Lo vuelvo a repetir porque hoy estamos frente a un gobierno que pretende de nuevo tanto en la hidrovía, como en la propia AySA, como en las autopistas, como, por supuesto, en YPF, donde planteó Milei lo mismo, que fue reprivatizar YPF, ese era su objetivo”, subrayó.
En esa línea, mostró una reducción en la producción de la empresa cuando estuvo en manos de la española Repsol. “La de petróleo, prácticamente cayó a la mitad. En el caso del gas, hubo un crecimiento inicial y luego un derrumbe del 43% desde el pico. Otro tanto ocurrió con las reservas. Fue un vaciamiento, que desencadenó un problema macroeconómico”, expresó el gobernador.
De esta manera, según explicó, “YPF, empresa líder en gas, petróleo y energía de la Argentina, dedicó sus ganancias y su rentabilidad en las manos privatizadas de Repsol a generar inversiones en otros países y en otros lugares”. “Esto obviamente tuvo como resultado que Argentina, de ser un país de que tenía un superávit comercial energético, tuvo que empezar a importar combustibles”, sintetizó, y añadió que “este desastre condujo a la escasez de divisas”.
El presidente Javier Milei destacó este viernes que el fallo favorable a Argentina por la estatización de YPF se logró gracias a “pericia jurídica y diplomática del equipo de Gobierno” y por el que “se logró torcer el destino a nuestro favor”.
Es una “inigualable alegría” y un “hecho de trascendencia histórica”, dijo Milei, al destacar que el monto que Argentina evitó pagar equivale a “70 millones de jubilaciones mínimas” y “era virtualmente imposible” de abonar.
También anunció que el Poder Ejecutivo enviará al Congreso un proyecto para modificar la ley de Expropiaciones. “Esta administración levantó los platos rotos porque el liberalismo es hacernos cargo de los errores del pasado”, subrayó.
Críticas al kirchnerismo
En su discurso, advirtió que “hay quienes quieren leer esta noticia como un logro de la administración que expropió las empresas” en 2012, en referencia a la ex presidenta Cristina Kirchner y el “inefable” Axel Kicillof.
“Nada puede estar más lejos de la verdad”, dijo Milei y añadió que “es una afrenta de los argentinos que pretendan apropiarse de este resultado”.
Para el Presidente, “estos personajes de nuestro pasado nos sumieron en una aventura sucidia que podría habernos costado todo”.
El mandatario definió como una “verdad irrefutable” que “expropiar está mal” porque, dijo, “robar está mal”, lo que costó “aproximadamente 12 años de falta de inversiones por culpa del juicio en curso, es decir, menos trabajo, menos empresas, más pobreza e indigencia”
“El juicio de YPF comenzó durante la presidencia de Cristina Kirchner, y se perdió en primera instancia durante la presidencia de Alberto Fernández. Ahora, Argentina logró una sentencia histórica en esta administración”, enfatizó.
El Gobierno nacional avanza en la venta de las acciones de Enarsa en Citelec y espera para el 14 de abril la recepción de las ofertas, tras un reciente cambio en el cronograma del proceso licitatorio.
La fecha original era el 26 de marzo, pero Economía decidió una postergación para asegurar el éxito de la operación.
Según trascendió de fuentes del mercado eléctrico, se buscó garantizar que los interesados puedan administrar la red de transporte eléctrico sin que esto signifique una barrera de entrada que limite la competencia entre las firmas.
Entre los interesados en la operación se encuentran grupos energéticos locales, generadoras y actores del sector financiero que analizan la estabilidad de los ingresos de la empresa.
Transener, la firma operada por Citelec, gestiona una red de más de 15.000 kilómetros de líneas de alta tensión en todo el territorio nacional. La venta de estas acciones responde a la idea oficial de reducir la presencia del Estado en activos no estratégicos.
La puja por quedarse con la empresa que opera más de 15.000 kilómetros de redes de alta tensión cuenta con importantes grupos empresarios, en buena parte de origen local.
Por ejemplo, se habla de Edison Energía, una compañía que comandan los Juan y Patricio Neuss, que incorporaría a empresarios locales.
Otro de los posibles oferentes es Genneia, presidida por Jorge Brito y principal compañía en la generación de energía con recursos renovables.
También se espera la decisión de Central Puerto y una eventual postura de Edenor, ahora en poder de José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.
A través de un extenso mensaje, la ex mandataria agradeció al estudio jurídico Sullivan & Cromwell LLP por la defensa del Estado argentino ante los tribunales de Nueva York y sostuvo que los argumentos jurídicos reafirmaron la primacía de la Constitución Nacional por sobre disposiciones estatutarias.
En ese sentido, remarcó que la expropiación de la petrolera en 2012 se realizó “conforme a derecho” y en ejercicio de la soberanía estatal.
Como ex Presidenta y como ciudadana argentina, mi agradecimiento al staff de abogados de la firma Sullivan & Cromwell LLP que llevaron adelante la defensa del Estado argentino, a partir de enero del 2020, en la causa YPF que se tramitaba ante los tribunales de Nueva York.
“Como ex presidenta y como ciudadana argentina, mi agradecimiento al staff de abogados de la firma Sullivan & Cromwell LLP que llevaron adelante la defensa del Estado argentino, a partir de enero del 2020, en la causa YPF que se tramitaba ante los tribunales de Nueva York”, expresó la ex mandataria.
Y, desde su lugar de abogada, expresó sus felicitaciones a ese buffett por “haber sostenido los argumentos jurídicos de la Argentina en cuanto a que las disposiciones del Estatuto de una sociedad no pueden prevalecer sobre la Constitución Nacional y el ordenamiento jurídico de un país… que es nada más ni nada menos que reconocer la soberanía de los Estados”.
“Justo es reconocer que la posición de la Argentina siempre fue apoyada por Estados Unidos; tanto en su administración demócrata como republicana. De esta manera, queda más que claro que la expropiación con fines de utilidad pública de YPF se hizo conforme a derecho”, añadió.
La ex presidenta señaló que “también queda claro que la decisión política de recuperar YPF y nuestra soberanía energética fue estratégica para nuestro país; porque con el desarrollo de Vaca Muerta, a partir del año 2012… hoy podemos decir con orgullo que Argentina tiene superávit de miles de millones de dólares en la balanza energética”.
El fallo fue dispuesto por la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, que además consideró que YPF fue correctamente exculpada en el proceso de estatización. Sin embargo, el litigio —iniciado en 2015 y que había tenido un fallo adverso en primera instancia en 2023 por parte de la jueza Loretta Preska— podría tener un último capítulo en la Corte Suprema de Estados Unidos, instancia a la que aún pueden recurrir las partes.
Luego que el Tribunal de Apelaciones del Segundo Circuito de Estados Unidos anulara una sentencia de 16.100 millones de dólares contra Argentina en el juicio que se le seguía por la expropiación de YPF, el gobernador bonaerense, Axel Kicillof, aseguró que “se hizo justicia” y dijo que Javier Milei debería pedir perdón por apoyar a los fondos buitres.
“Se hizo justicia. Este fallo es lo que siempre planteamos”, dijo Kicillof al ser consultado sobre la resolución. “Milei tendría que pedir perdón por apoyar a los fondos buitres”, agregó el mandatario al ser consultado sobre las críticas del Presidente, quien dijo que tuvo que venir “a arreglar las cagadas del inútil de Kicillof”.
“Era muy malo que el Presidente para sacar provecho político les diera la razón a los fondos buitres. Sobre todo, porque el Estado siempre siguió una línea en este juicio absurdo”, destacó el mandatario en diálogo con Radio con Vos. Y recordó que parte de la oposición, como el PRO, siempre se colocaron del lado de la posición de los fondos especializados en este tipo de demandas.
La Justicia de EE.UU. falló a favor de YPF y deja en evidencia años de mentiras. Al final, era un relato impulsado por los buitres para cuestionar una decisión soberana y hacerse (más) ricos.
Mientras el presidente Javier Milei hablaba del “impuesto Kicillof”, los propios…
“Una pena lo del Presidente, porque lo el Tribunal le dijo que él nunca tuvo razón”, añadió el titular del PJ bonaerense, quien buscó restarle importancia a los exabruptos de Milei hacia su persona. “Dice que era un inútil por hacer las cosas mal y ahora que la Justicia falló a favor de Argentina dice que soy un inútil también. Habría que preguntarle. Pero lo cierto que la palabra del Presidente está devaluada”, señaló.
El mandatario aprovechó además la red social para recordar la postura de Milei, que siempre fue crítica a la decisión de la administración kirchnerista de expropiar la mayoría de la compañía. “Mientras Milei hablaba del ‘impuesto Kicillof’, los propios abogados del Estado argentino, desde que se inició el juicio, defendían en la Justicia los mismos argumentos que sostuvimos siempre”, señaló.
“Nacionalizar YPF fue una de las decisiones estratégicas más importantes de la Argentina en las últimas décadas”, agregó, y resaltó la figura de la expresidenta. “Aquella decisión, adoptada por @CFKArgentina marca el rumbo del modelo de desarrollo que la Argentina necesita: defensa del interés nacional, desarrollo federal, articulación público-privada, inversión en ciencia e infraestructura, potencial industrial, producción y cuidado de nuestros recursos naturales”, sostuvo.
La expropiación de YPF en 2012 se dio en medio de un conflicto entre el Gobierno de Cristina Fernández de Kirchner y Repsol, que controlaba la compañía desde la privatización de los años 90 pero era acusado de desinversión. En ese proceso tuvo un rol central Kicillof, quien integraba el equipo económico y participó en el diseño y la defensa política de la medida. Su intervención resultó clave en la estrategia oficial para avanzar con la estatización y en la justificación pública de la decisión.
El 16 de abril de 2012, Fernández de Kirchner anunció el envío al Congreso de un proyecto de ley para declarar de utilidad pública el 51% del capital accionario de la compañía. El proyecto avanzó en el Congreso con amplio respaldo y terminó convirtiéndose en ley.
La decisión abrió un conflicto directo con Repsol, que rechazó la medida y exigió una compensación económica. La compañía española cuestionó la legalidad de la expropiación y activó reclamos en distintos ámbitos. La disputa se trasladó al terreno diplomático y judicial.
Durante los meses siguientes, el Estado argentino y la empresa mantuvieron negociaciones por una indemnización. Recién en 2014 hubo un acuerdo y la Argentina aceptó pagar unos US$ 5.000 millones en bonos como compensación por el 51% expropiado.
El entendimiento con Repsol cerró el conflicto con el accionista mayoritario, pero no resolvió la situación de otros inversores. Entre los accionistas minoritarios se encontraban algunas sociedades cuyos derechos de litigio pasaron luego a manos de los denominados “fondos buitres”, entre ellos, Burford Capital.
En 2023, la jueza Loretta Preska dictó un fallo adverso para la Argentina.La magistrada estableció que el país debía pagar una indemnización superior a los US$ 16.000 millones. Sin embargo, este viernes, la Corte de Apelaciones de Nueva York, dio de baja el falló en primera instancia por la expropiación de YPF.
En línea con la agenda energética que impulsa el Gobierno de Santa Cruz, y en cumplimiento de los lineamientos definidos por el gobernador Claudio Vidal, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, encabezó el pasado jueves la primera reunión del año de la Mesa Provincial de Hidrógeno, un espacio estratégico creado por Ley N° 3873 para planificar y coordinar el desarrollo del sector en la provincia.
El encuentro contó con la participación de los secretarios de Estado de Energía Eléctrica, Nazareno Retortillo, y de Minería, Pedro Tiberi; de Walter Uribe de la UNPEOSC; los referentes de la Plataforma H2 Argentina, Juan Carlos Villalonga y Carina Quispe; los intendentes de Puerto Santa Cruz, Juan Manuel Bórquez, y de Comandante Luis Piedra Buena, Analía Farías; y la comisionada de Fomento de Jaramillo/Fitz Roy, Ana María Urricelqui; junto a representantes de organismos públicos, universidades, instituciones técnicas y actores vinculados a la actividad.
Durante la jornada, se realizó un balance de los avances alcanzados desde la conformación de la Mesa y se compartieron distintas miradas sobre el estado de situación del hidrógeno en Santa Cruz. En ese marco, también se puso en común la experiencia de la visita a la Planta de Hidrógeno de Punta Arenas, Haru Oni, de HIF Global, organizada por el Círculo de Políticas Ambientales, como referencia concreta del desarrollo de esta industria en la región.
Potencial provincial
Asimismo, se analizaron las oportunidades que presenta la provincia a partir de sus condiciones naturales y su potencial en energías renovables, así como los desafíos asociados a la infraestructura, el marco regulatorio, la atracción de inversiones y la necesidad de generar condiciones competitivas en un contexto internacional dinámico.
En ese sentido, el ministro Álvarez destacó el potencial de la provincia para transformar sus recursos en oportunidades concretas de desarrollo: “Santa Cruz tiene la posibilidad de convertir su capacidad en energías renovables en vectores como el hidrógeno, el amoníaco o los combustibles sintéticos, que pueden ser exportados a distintos mercados del mundo”.
Asimismo, remarcó las ventajas competitivas del territorio: “Contamos con condiciones para posicionarnos como productores a nivel global, con niveles de eficiencia muy competitivos. Tenemos que prepararnos para aprovechar esa oportunidad”.
Por último, subrayó la importancia de generar condiciones para el sector al señalar que “es clave avanzar en un marco legal que brinde previsibilidad, porque de eso depende la llegada de inversiones y el desarrollo de esta industria”.
Política energética activa
La realización de este primer encuentro del año se enmarca en la decisión del Gobierno Provincial de sostener una política energética activa, con mirada de largo plazo, orientada a diversificar la matriz productiva y posicionar a Santa Cruz en los nuevos escenarios de la energía.
La Mesa Provincial de Hidrógeno se consolida así como un ámbito de articulación clave entre el Estado, el sector privado y el sistema científico-tecnológico, orientado a construir una hoja de ruta común que permita avanzar de manera ordenada y sostenible en el desarrollo de esta industria emergente.
La venta de combustible en todo el país alcanzó a 1.299.600 metros cúbicos en febrero, lo que representa una baja interanual de 1,7%.
Se trata del “peor febrero desde 2021” en términos de volumen comercializado, señaló la consultora Politikón Chaco en base a registros oficiales.
El consumo de naftas registró una baja del 0,1% interanual, mientras que el gasoil tuvo un retroceso del 3,8%. En el segmento de naftas, la variedad súper cayó un 2,1% y la premium subió un 5,5%. En cuanto al gasoil, la modalidad común descendió un 10,4%, mientras que la versión premium aumentó un 6,6%.
El estudio de la Secretaría de Energía de la Nación señala que el desempeño del mercado de gasoil estuvo afectado por el segmento común, y que el dinamismo del segmento premium “no fue suficiente para traccionar el resultado general” del producto.
En el mercado por empresas, YPF concentró el 56% de las ventas totales y registró un crecimiento interanual del 1,2%.
Por su parte, Shell ocupó el 22,3% del mercado con un retroceso del 5,1% interanual en sus ventas, mientras que Axion explicó el 12% del volumen comercializado con una baja del 2,1%. La firma Puma Energy tuvo una participación del 5,3% y una caída del 13,5%.
A nivel geográfico, solo cuatro de las 24 jurisdicciones del país presentaron subas interanuales en febrero: Río Negro (+3,8%), Buenos Aires (+1,6%), San Juan (+1,0%) y Santa Fe (+0,7%).
En los veinte distritos restantes se registraron bajas, donde las más profundas se observaron en Misiones (-10,1%) y Corrientes (-13,5%).
En el acumulado de rimer bimestre de 2026, las ventas totales muestran un retroceso del 0,7% en comparación con el mismo período de 2025.Esta baja acumulada se encuentra traccionada por el gasoil (-2,4%) y levemente recortada por la nafta (+0,4%).
Representantes de diversas cooperativas eléctricas advirtieron este jueves sobre la incertidumbre financiera que enfrentan ante el inicio, a mitad de año, del pago de deudas con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). La mayoría de las 200 que funcionan en el interior bonaerense están en alerta.
En un encuentro en Olavarría, los dirigentes cooperativistas plantearon un escenario complejo de cara a junio y julio, cuando deberán comenzar con el pago de las 72 cuotas de la deuda que, en total, asciende a más de 1.000 millones de dólares. Es porque las empresas no abonaron cuando las tarifas estaban congeladas y ahora abonarán a lo largo de seis años con la condición de realizar inversiones.
De acuerdo al panorama de Federación de Cooperativas de Electricidad de la Provincia de Buenos Aires (Apeba), la complejidad económica que se avecina para los próximos meses hará que estas entidades sufran una asfixia en sus cuentas.
Mientras Oreste Binetti (Luján) describió un escenario “muy difícil” por el arrastre de deudas acumuladas desde la pandemia y que “no saben cómo van a llegar” a abonar esas cuotas, Walter Vázquez (Usina Popular de Tandil) aseguró que el riesgo pasa porque muchas dejarán de hacer inversiones e inclusive tomarán deuda con el proveedor de energía.
“Nunca hemos tenido deudas con nuestra proveedora de energía, que es Cammesa. Sin embargo, en los últimos 5 años, a partir de la pandemia, no hemos podido cubrir los gastos, ni el pago a Cammesa”, dijo Binetti. Y agregó: “Algunos tenemos que empezar a pagar en junio, otros en julio y estamos todos que no sabemos cómo vamos a llegar, porque hoy venimos muy con lo justo y no alcanza”.
Cabe recordar que el año pasado, a través del DNU 186/25, publicado en el Boletín Oficial, se les otorgó un plazo de gracia de hasta 12 meses y 72 cuotas a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación. En ese momento, se informó que la deuda corresponde a 79 distribuidoras y cooperativas con Cammesa y sumaba en total 2,35 billones de pesos. De esos, unos $ 1,14 billón ya había tenido acuerdos de normalización antes de 2023 y otros $ 111.684 millones durante 2024. Por eso lo que quedó sin normalizar fueron unos $ 1,4 billón.
Para que sirva como ejemplo, la cooperativa de Tandil enfrenta una deuda cercana a los $18 mil millones, mientras que en Balcarce asciende a unos $22 mil millones.
Hay varias entidades del interior que enfrentan altos niveles de morosidad por parte de los usuarios y conexiones irregulares, lo que agrava la situación financiera. A esto se suma, según Ignacio Aramburu, presiente de la Cooperativa Eléctrica de Olavarría, factores locales que profundizan la complejidad, como la extensión de la red rural y la situación del sector de canteras.
Pedro Turqueto, CEO de Copa Energía, la mayor distribuidora de GLP en Brasil y la región.
Argentina es el socio más directo para que el mercado del gas licuado de petróleo (GLP) en Brasil siga creciendo. Sin embargo, la falta de infraestructura necesaria para una importación más eficiente sigue siendo un impedimento a la hora de pensar a largo plazo: El concepto corrió por cuenta de Pedro Turqueto, CEO de Copa Energía, la mayor empresa distribuidora de GLP en Brasil y Latinoamérica.
En efecto, la empresa tiene el 24% del mercado de distribución de GLP en Brasil y al igual que otras distribuidoras en el país vecino, ve desde primera fila la transformación que Vaca Muerta está generando en la región. De hecho, el año pasado, prácticamente la mitad de las importaciones de GLP en Brasil provino de la Argentina, desplazando a Estados Unidos al segundo lugar por primera vez en mucho tiempo.
En diálogo con EconoJournal en el marco del 39° Congreso de laAsociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo (AIGLP) celebrado en Buenos Aires, Turqueto analizó el contexto internacional y el rol estratégico de Argentina.
-Brasil importó el año pasado prácticamente la mitad del GLP desde Argentina, gracias a la creciente producción en Vaca Muerta. ¿Cómo ve la industria de GLP en Brasil a la Argentina en este momento?
-Nosotros estamos muy entusiasmados con lo que pasa ahora acá. Se habla de Vaca Muerta desde hace ya 20 años, que va a desarrollar, que va a tener mucho gas, pero las inversiones no llegan porque la infraestructura no está lo suficientemente madura para poder tener el producto. Nosotros importamos desde hace más o menos 5 años y se ve que las cosas están mejorando a partir de reglas de mercado claras y la inversión de agentes locales.
Copa Energía vio cómo Argentina cambió muy rápido hacia reglas de mercado, pero para el resto de los brasileros es un poco difícil mirar a largo plazo en este país. De la misma forma que se cambió muy rápido, se puede volver atrás muy rápido. Sabemos que acá por mucho tiempo fue difícil sacar el dinero de las inversiones, entonces no es trivial hacer inversiones. Ahora en upstream y en minería están teniendo mucha inversión, pero para nosotros que hablamos de midstream, downstream, no es un tema muy obvio hacer una inversión, por mucho que ahora parezca una oportunidad única.
-Si se desarrollara en la Argentina la infraestructura necesaria, ¿están viendo la posibilidad de firmar contratos de suministro de GLP de largo plazo con empresas argentinas?
-Nosotros tenemos un contrato de largo plazo de hace mucho tiempo con TGS, pero estamos todo el tiempo mirando el mercado, hablando y viendo las oportunidades, evaluando las inversiones que podemos hacer acá o las relaciones comerciales que se pueden afianzar. Lo más obvio hoy es hablar con los agentes argentinos para tener el producto en Brasil.
-¿Están viendo actualmente una diferencia de precios considerable entre el GLP argentino y el GLP que proviene de Estados Unidos?
-Como Copa Energía nuestro terminal de importación esta en el sur del país. Entonces es mucho más cerca de acá que de Estados Unidos. Hicimos una o dos importaciones de allá, pero cuando hablamos de importación miramos básicamente a la Argentina.
-¿Cómo está impactando la guerra en Medio Oriente en lo que es el mercado de GLP en Brasil?
-La Guerra en Medio Oriente está teniendo algún impacto. Petrobras es una gran proveedora de producto local pero también hace mucha importación. Lo que están haciendo hoy son subastas para todos los productores para empezar a comprar el producto. Esta subasta empieza con un premio muy grande, mucho más que el precio del producto que vende normalmente. Esto va a impactar el precio del producto final.
Al mismo tiempo que la presión de costos sube, hay una presión de precio que, por ser un producto muy demandado, impacta en la inflación y en la percepción popular de los costos básicos. Entonces, es un momento muy difícil. Pero yo creo que en Brasil, como en Argentina y toda América del Sur, el problema es menor que en otras regiones del mundo.
-Considerando este contexto global, los cambios geopolíticos, cadenas de suministro que son cada vez más cortas, ¿qué significa tener un suministro tan cercano como el argentino para un mercado tan grande como el brasileño?
-Para mí es muy importante que en Sudamérica tenemos una relación muy cercana. Que las potencialidades de Brasil ayuden al desarrollo de Argentina y las potencialidades de Argentina ayuden al desarrollo de Brasil y de toda Sudamérica. Entonces, tener un país productor cercano a nosotros, con una relación estrecha comercial, con reglas claras para hacer la inversión, es muy importante para que nuestro mercado allá se desarrolle de la mejor manera posible.
-Le diste importancia a la cuestión del Mercosur. ¿Qué hace falta en materia de integración regional?
-Te doy un ejemplo. Estuve hace tres meses en Mato Grosso do Sul, muy cerca de Paraguay. Estaba el presidente de Paraguay. Estuve hablando con empresarios que hacen importación del Brasil al Paraguay o exportación de Paraguay al Brasil. No hay una sinergia aduanera, se pierde mucho tiempo con reglas diferentes. No se puede ni entrar con camión brasileño en Paraguay, tiene que cambiar de camión. Hicimos el Mercosur pero no hicimos una integración aduanera. Esta, para mí, es la cosa más importante. Tenemos que conseguir hacer el comercio de una forma mucho más simple que la actual.
Copa Energía y su rol como distribuidora de GLP en Brasil
El programa «Gas del Pueblo» en Brasil, entrega una garrafa para las familias que no tienen condiciones de pagar por el producto.
-Copa Energía es la mayor empresa distribuidora de GLP en Brasil y la región. ¿Su alcance dentro de Brasil es total o están en determinados Estados?
Copa Energía es una empresa que tiene setenta años de historia. Es la fusión de dos empresas, Copagas, que compró Liquigas hace más o menos cinco años. Las dos empresas tenían operación nacional. Nosotros operamos en veinticinco estados de Brasil. Solamente no operamos en Amazonas y Acre. Entonces, tenemos una cobertura nacional, con cerca del 24% del mercado de gas licuado. Somos líderes en distribución de envasado y segundos en la distribución empresarial, que es de bulk.
En concreto contamos con veinticuatro plantas que hacen el envase del producto, más de veinticinco centros de distribución, y 13.000 distribuidores, que nosotros en Brasil llamamos revendedores. Llegamos a más de treinta millones de casas y más de treinta mil empresas en todo Brasil.
-¿Cuáles son los mercados en Brasil en donde están viendo un potencial de crecimiento o una demanda reprimida de GLP?
-Primero, hay un programa nuevo que se está desarrollando en Brasil que se llama Gas del Pueblo, que va regalar una garrafa para las familias que hoy no tienen condiciones de pagar por el producto. Estimamos que con eso se va a tener una demanda mayor, de cerca de 4% del consumo de cilindros de gas licuado en Brasil. Esas personas hoy utilizan leña u otro tipo de forma para cocinar van a empezar a utilizar gas licuado, que es más limpio, mejor para la salud, para la seguridad y más. Entonces, este es un mercado que se va a desarrollar en los próximos años.
Del punto de vista del mercado empresarial, en la actualidad tenemos restricciones para utilizar gas licuado para generar energía eléctrica, utilizar en las piscinas, las saunas. Esta es una oportunidad de mercado que si cambia la regulación implicará un aumento de consumo también.
-Desde el punto de vista geográfico, ¿cuáles son los estados en donde están viendo un mayor crecimiento?
-Cuando hablamos del envasado, vemos más crecimiento en el nordeste de Brasil, por dos motivos. Allá la población está en crecimiento y entonces se tiene más mercado consumidor. En el resto del mercado es un poco más estable, pero con, por ejemplo, la cuestión de la guerra, podemos empezar a reemplazar gas natural en algún mercado específico.
-En el nordeste precisamente están participando en un proyecto de terminal portuaria en Pernambuco. ¿Cuál es el objetivo con esta terminal?
-Hoy, en Brasil, tenemos una infraestructura que es un poco precaria para atender todo el nordeste brasileño. En el nordeste tenemos una refinería que está en el estado de Bahía, pero en el resto de los estados se importa el producto a través de un navío cisterna, que se queda en el mall del puerto de Suape. Este proceso es caro, que ocupa un espacio que podría destinarse a otro tipo de uso.
En la práctica, no es lo suficientemente grande para abastecer a todo el mercado consumidor del nordeste, a excepción de Bahía. Entonces, nuestra intención con esta inversión es tener más resiliencia, no tener falta de producto para las familias e industrias en esta región. Los costos logísticos van a bajar.
-Desde el punto de vista de la estrategia de la compañía, ¿cuál es la prioridad cuando ustedes salen a comprar suministro de GLP?
-La prioridad es no dejar a nuestro consumidor sin producto. Si no hay gas, no se puede calentar la comida, el agua, no se puede tener materia prima para las industrias. Entonces, la prioridad es siempre proveer el producto para el consumidor. Después vamos a mirar la cuestión del precio, pero la prioridad sin duda alguna son nuestros clientes.
-¿Qué necesitan las compañías distribuidoras en Brasil en este momento para poder llegar con más oferta a estos mercados?
-Necesitamos de una regulación más clara. Que se pueda hacer inversiones con certeza, porque son inversiones muy grandes, de retorno de largo plazo, en donde necesitamos tener estabilidad regulatoria. Eso para nosotros es lo más importante hoy, para poder invertir y saber que va a tener el retorno, que el retorno depende de su competencia.
-En el panel mencionó a Petrobras como un actor que sigue siendo central en la formación del precio del GLP en Brasil. ¿Cómo afecta al resto de las compañías distribuidoras?
-Este es un tema bastante específico de Brasil. Para los distribuidores fue muy cómodo por muchos años tener a Petrobras haciendo toda la importación y precificación del producto. Al mismo tiempo, tenemos a Petrobras como un agente muy fuerte, que no necesariamente hace las cosas de la forma más racional desde el punto de vista de los negocios. Era una empresa de control del estado. Entonces, lo que vemos es que el precio del producto en Brasil no cambia con la misma velocidad que se cambia fuera.
Como agentes privados, para importar, por ejemplo, necesitamos de tiempo, necesitamos tener el navío, necesitamos tener el producto. Entonces, es muy difícil planificar. Es un costo muy grande para nosotros, que somos totalmente dependientes de la voluntad política o comercial de Petrobras.
-Otro punto que mencionaste en la presentación es la importancia de la logística. ¿Cuál es la forma de importación más competitiva para que el mercado del GLP se siga desarrollando en Brasil?
-Con navíos grandes. Hoy no hay cómo hacer esa importación sin pasar por el sistema Petrobras. Nosotros no tenemos puertos con calados muy grandes en Brasil. Entonces, cuando miramos la importación, por ejemplo, de Argentina, tenemos que tener más de una región para poner el producto. Se puede traer para la región sur por camión. No hay tren, pero quizás en el futuro se puede hacer por tren también. Pero la opción más obvia, sin duda alguna, es hacerlo con navíos grandes.
El crecimiento del sector fotovoltaico en Argentina comienza a abrir la puerta a una nueva etapa del sistema eléctrico: el despliegue del almacenamiento con baterías. No sólo por las propias licitaciones AlmaGBA (713 MW adjudicados en 2025) o la convocatoria en marcha AlmaSADI (700 MW asignables este año), sino también por oportunidades que vislumbran los players en todo el país.
“Ahora que se mueve el sector solar, viene de la mano el storage. Estamos bastante cerca en la cronología del tiempo de la evolución del storage y cómo encontrar soluciones”, afirmó MarcosDonzino, Head of Sales South America de JA Solar, durante una entrevista destacada de Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Para seguir avanzando, todos los proyectos de parques fotovoltaicos necesitan acompañamiento de storage. Por ello vemos mucha oportunidad en gran escala y el segmento comercial – industrial cuando el país tenga un sistema de bandas horarias, donde el rol de un trader de energía propiamente dicho podría ponerse interesante”, agregó.
Frente a este escenario, JA Solar busca replicar su expertise en el mercado fotovoltaico (14% del market share global, 300 GW de envíos acumulados y 100 GW de capacidad de producción anual) para posicionarse con soluciones integradas que combinen generación solar y almacenamiento energético.
“La gran ventaja que queremos brindar con nuestra solución es ofrecer una solución unificada en un contrato unificado, que JA pueda ofrecer las garantías cruzadas entre entre paneles y storage. Eso disminuye mucho la incertidumbre y el riesgo, lo que representa mayor tasa o mejor acceso al financiamiento”, indicó Donzino.
¿Con qué productos? En el caso solar el enfoque está puesto en módulos TOPCon bifaciales y el aumento de eficiencia, es decir, incrementar la potencia del panel pero conversando el tamaño del mismo.
“Nuestra idea es no ir con tecnologías nuevas en el corto plazo, sino seguir mejorando la eficiencia de los módulos. Tenemos un track récord grande con ese tipo de panel y funciona muy bien, por lo que queremos mantenerlo”, reconoció el Head of Sales South America de JA Solar.
Mientras que en storage cuentan con soluciones paralelizables de 260 kWh para el segmento comercial – industrial, en tanto que para utility scale, se trata del contenedor de 5 MWh ya mencionado.
¿Nuevos nichos de mercado?
El ejecutivo identificó oportunidades en sectores específicos como minería y agroindustria donde se requiere la complementariedad de ambas tecnologías dada la lejanía con las redes eléctricas.
“Hay casos de mineras donde se necesitan paneles solares adaptados a la cantidad de polvo, además de sistemas de storage. También hay oportunidades en viñedos, que se usa mucho por cuestiones de sustentabilidad en los productos exportados hacia Europa”, manifestó el especialista.
“Hay muchos proyectos en todas las provincias y todas tienen su particularidad, no solo a nivel ambiente, sino a nivel de aplicación. Entonces lo valioso es tener un modelo que sea polivalente, que se pueda adaptar a distintas condiciones, añadió.
De cara a lo que resta del año y próximos objetivos en Argentina, Marcos Donzino tiene en claro que buscarán la continuidad de sus soluciones y lograr mayor posicionamiento de mercado en proyectos de gran escala y C&I.
“La rueda ya está girando. La idea ahora es agrandarla y hacerla girar más rápido. Entonces, seguir creciendo con nuestros distribuidores, ganar más volumen y ampliar el espectro de parques y aplicaciones en el país”, sostuvo.
“Asimismo, la idea de tener proyectos utility en sistemas BESS es un un objetivo interesante que tenemos para este año”, concluyó.
Brasil adjudicó la primera subasta de transmisión de 2026 con resultados contundentes para el sector eléctrico, al otorgar los cinco lotes licitados y consolidar a CYMI Brasil, ENGIE y Enind Engenharia como los principales ganadores del proceso.
La iniciativa movilizó R$ 3300 millones en inversiones, abarcó 11 estados y reforzó la expansión de la red eléctrica nacional.
El proceso también se destacó por su impacto económico y eficiencia tarifaria, ya que los valores de Ingresos Anuales Permitidos (RAP) adjudicados registraron un descuento promedio del 50,69% respecto al máximo establecido, lo que se traduce en un ahorro estimado de R$ 7.600 millones para los consumidores a lo largo de los contratos.
La licitación incluyó la construcción de 798 kilómetros de líneas de transmisión, la ampliación de 2150 MVA de capacidad y la incorporación de 1290 MVAR en compensación reactiva, además de prever la generación de casi 8500 empleos directos durante la fase de implementación.
Los proyectos se distribuyen en Bahía, Ceará, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraná, Río de Janeiro, Rio Grande do Norte, Sergipe, Santa Catarina y São Paulo, con plazos de ejecución que oscilaron entre 42 y 60 meses, dependiendo de la complejidad de cada obra.
¿Cómo se reparten las adjudicaciones por empresas?
CYMI Construções e Participações se posicionó como uno de los mayores ganadores al adjudicar los lotes 1 y 5, concentrando inversiones superiores a R$ 1500 millones. El lote 5, en particular, representó cerca de R$ 1000 millones y contemplará más de 2000 puestos de trabajo, con foco en Mato Grosso y Pará.
Por su parte, ENGIE Transmissão de Energia Participações SA obtuvo el lote 2 y los cuatro sublotes del lote 3, este último con una inversión estimada de R$ 1300 millones. Su participación incluyó especialmente la incorporación de compensadores síncronos en el nordeste brasileño.
En tanto, Enind Engenharia, mediante el consorcio BR2ET Transmissora, se adjudicó el lote 4, con una inversión superior a R$ 240 millones, orientada a fortalecer la capacidad de transmisión en Sergipe y el noreste de Bahía.
Detalles técnicos de las obras adjudicadas
Entre los proyectos se incluyeron nuevas líneas de transmisión en 230 kV y 500 kV, junto con la construcción y ampliación de subestaciones con capacidades que alcanzaron hasta (6+1 reserva) x 133 MVA.
Asimismo, se incorporaron sistemas de compensación síncrona, particularmente en Ceará y Rio Grande do Norte, que permitieron mejorar la estabilidad operativa y aumentar la capacidad de transmisión en regiones con alta demanda.
Los desarrollos también apuntaron a reforzar corredores eléctricos clave, como el tramo Ponta Grossa – Canoinhas y las conexiones entre Mato Grosso y Pará, ampliando la cobertura del sistema interconectado.
Próximos pasos del proceso licitatorio
La primera subasta dejó pendiente una segunda etapa, en la que se previó la licitación de los lotes 7 al 12 en una fecha aún no definida.
En paralelo, el lote 6 fue excluido del proceso por no estar incluido en el Acuerdo de Terminación Consensual. Dicho lote se refería a la línea de transmisión C3 y C4 de 345 kV Norte – Miguel Reale, cada una de 14,5 km de longitud (subterránea), que abastece a la Región Metropolitana de São Paulo – subregiones Norte, Este y Sur.
La reciente escalada del conflicto en Medio Oriente vuelve a evidenciar una vulnerabilidad estructural del sistema energético europeo: su alta dependencia de importaciones. Más del 50% de la energía consumida en Europa proviene del exterior y cerca del 90% del gas es importado, cada vez más en forma de GNL que compite en mercados globales.
Esto expone a la región a cualquier disrupción internacional. Cuando el mercado global se tensiona, los precios se trasladan rápidamente a Europa, especialmente en el sistema eléctrico.
“El gas todavía suele fijar el precio marginal. Cuando sube el gas, la electricidad lo sigue”, afirmó el analista deStrategic Perspectives, Marin Gillot, en entrevista con Energía Estratégica.
El mecanismo responde al funcionamiento del mercado mayorista europeo bajo el principio de merit order. Las tecnologías se despachan desde las más baratas a las más caras y la última central necesaria para cubrir la demanda define el precio para todo el sistema.
Este diseño permite eficiencia en condiciones normales y envía señales claras de inversión hacia tecnologías de bajo costo como las renovables. Sin embargo, cuando el gas entra en la ecuación, su costo termina trasladándose al conjunto del sistema eléctrico.
La clave está en la frecuencia con la que esto ocurre. En sistemas donde el gas es estructural, como Italia, fija el precio en alrededor del 89% de las horas, generando una exposición directa a la volatilidad internacional.
En cambio, en España el comportamiento es diferente: el gas solo fija el precio en cerca del 15% de las horas, lo que limita considerablemente el impacto de los shocks.
“Donde el gas fija el precio con frecuencia, el impacto es inmediato. Donde no, es mucho más limitado”, explicó Gillot.
Renovables, electrificación y señales de mercado
La diferencia entre ambos sistemas se explica por el peso de las energías renovables. En los últimos años, España incorporó más de 40 GW de capacidad eólica y solar, modificando de forma estructural su matriz eléctrica.
Este crecimiento se refleja en la cobertura de la demanda: en el primer semestre de 2025, la eólica y la solar representaron cerca del 46%, frente al 29% en 2019. Como consecuencia, se redujo el espacio operativo del gas en el sistema.
El cambio también se observa en la formación de precios. La participación de tecnologías fósiles como fijadoras cayó del 75% al 19% en ese período.
“El gas sigue presente, pero fija el precio mucho menos a menudo”, señaló Gillot.
Este desacople progresivo entre gas y electricidad no solo reduce la volatilidad, sino que también comienza a generar ventajas competitivas. Sistemas con menor exposición a combustibles fósiles ofrecen precios más estables, lo que favorece inversiones industriales en sectores como hidrógeno, acero y baterías.
En este sentido, el desarrollo renovable se convierte en una herramienta económica además de energética. La estabilidad de costos eléctricos empieza a ser un factor de atracción para nuevas industrias.
Sin embargo, capturar estos beneficios requiere un enfoque integral del sistema. La expansión de renovables debe ir acompañada por redes, almacenamiento en baterías, gestión de la demanda y electrificación de consumos como calefacción o transporte.
A pesar de estos avances, persisten señales económicas que van en sentido contrario. En la Unión Europea, la electricidad está gravada en promedio el doble que el gas. En algunos países, esta diferencia es aún mayor: tres veces en Alemania, seis en Bélgica y hasta 14 veces en Croacia.
Esto impacta directamente en las decisiones de consumo e inversión. Cuando la electricidad es relativamente más cara, se retrasa la adopción de tecnologías como bombas de calor o vehículos eléctricos, y las industrias tienen menos incentivos para electrificar procesos.
“Reequilibrar los impuestos mejoraría inmediatamente la economía de la electrificación”, sostuvo Gillot.
En este contexto, la política fiscal aparece como uno de los pocos instrumentos de impacto inmediato. Ajustar estas señales permitiría acelerar la electrificación, reducir la demanda de gas y fortalecer el desarrollo de tecnologías limpias.
Alinear la fiscalidad con la electrificación no solo reduce la exposición a la volatilidad internacional, sino que conecta el alivio en el corto plazo con una mayor seguridad energética en el largo plazo.
Juan I. Stampalija de 
