Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2026

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Más de 2 GW en cartera: un productor independiente busca consolidar su portafolio solar y BESS en México

El consejo de administración de Energía Aljaval aprobó su Plan Estratégico para el periodo 2026-2027, el cual sitúa a México como el epicentro absoluto de su crecimiento global con un portafolio de 8 proyectos utility scale que suman poco más de 2.1 GW renovables y almacenamiento BESS.

Tras más de una década de presencia ininterrumpida en el país desde 2013, la compañía da un paso al frente para liderar la nueva ola de transición energética impulsada por el nearshoring y el nuevo marco regulatorio nacional. Y como primer gran hito operativo de esta etapa, la compañía formalizó la presentación de sus proyectos fotovoltaicos Pinos, General Cepeda, Santa Lucía y Chapote ante la Ventanilla Única de Proyectos Estratégicos del Sector Energético (VUPE).

Los proyectos se encuentran en etapas avanzadas de desarrollo en nodos estratégicos de alta demanda industrial e irradiación óptima, y se reparten de la siguiente manera:

  • Pinos (Zacatecas): 356.5 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

  • General Cepeda (Coahuila): 183.1 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

  • Santa Lucía (Campeche): 223.03 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

  • Chapote (Coahuila): 83.6 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

  • San Francisco (Coahuila): 409.3 MWp.

  • San Isidro (Coahuila): 395.4 MWp.

  • Alsacia (Chihuahua): 377.4 MWp.

  • Gómez Farías (Coahuila): 125.5 MWp.

Todos los activos comparten un cronograma unificado, con el objetivo de alcanzar el estado Ready-to-Build (RTB) a finales de 2027 y su entrada en Operación Comercial (COD) en diciembre de 2029.

El 100% de los proyectos del portafolio incluirá sistemas BESS equivalentes al 30% de su capacidad nominal, con una integración de más de 500 MW de storage que abrirá nuevas e importantes vías de ingresos a través del mercado de capacidad y servicios conexos, elevando el atractivo financiero de los activos.

El nuevo Plan Estratégico no parte de cero, sino desde sus primeras autorizaciones otorgadas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en 2014, Energía Aljaval ha llevado a fase de operación comercial (COD) cientos de megavatios en el país —incluyendo parques emblemáticos como El Trece Solar o Torrencitos en Chihuahua, y grandes polos de generación en Aguascalientes, Zacatecas y Sonora—, sumando más de 660 MW instalados y conectados a la red nacional en etapas anteriores.

Mientras que a  nivel global, el grupo supera los 900 MW en operación en Latinoamérica y mantiene un pipeline en desarrollo masivo en Europa y Brasil. Esta capacidad real de ejecución es la mayor garantía para los proyectos que hoy avanzan hacia el Ready-to-Build.

«En Energía Aljaval no solo desarrollamos megavatios, estructuramos soluciones integrales de energía firme y limpia. Nuestra permanencia en México desde 2013 nos ha dado la resiliencia y el conocimiento para tener hoy, justo cuando el país más lo necesita, un portfolio de más de 2.1 GW maduro, bancable y listo para ser el motor del nuevo desarrollo industrial mexicano. La reciente presentación de nuestros proyectos Pinos, General Cepeda, Santa Lucía y Chapote en la plataforma VUPE es la mejor prueba de que estamos listos para ejecutar», destacó la Dirección de la compañía.

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China reduce capacidad fotovoltaica tras una oferta que triplicó la demanda: ¿cómo se posiciona Yingli Solar?

El mercado fotovoltaico global atraviesa una etapa de ajuste tras varios años de sobrecapacidad productiva que presionó fuertemente los precios de los módulos solares y la industria comienza un proceso de reordenamiento, impulsado principalmente por decisiones adoptadas dentro de China.

“Hasta hace poco la capacidad de producción triplicaba la demanda internacional, por lo tanto estábamos viendo una bajada de precios algo artificial que no se correspondía con la sostenibilidad de la industria”, manifestó Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, durante una entrevista exclusiva en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

Ante este escenario, fabricantes asiáticos comenzaron a aplicar medidas para equilibrar el mercado, entre ellas la limitación de nuevas expansiones productivas y el cierre de algunas líneas de fabricación.

La industria china se ha puesto manos a la obra para que haya un equilibrio sostenible entre oferta y demanda”, explicó el ejecutivo.

Mire la entrevista completa con Luis Contreras de Yingli Solar: https://youtu.be/e8bTfiR3M4E

Uno de los cambios más relevantes dentro de este proceso es la eliminación del incentivo fiscal del 9% a las exportaciones de módulos solares desde China, un beneficio que durante años contribuyó a reducir los precios internacionales, pero que a partir del 1 de abril «se convertirá en coste adicional».

El reordenamiento del mercado también está influenciado por las tensiones en la cadena de suministro y el aumento de costes de algunas materias primas clave para la fabricación de paneles, fundamentalmente polisilicio, oblea, célula y la plata.

A esto se suman las nuevas exigencias internacionales vinculadas a trazabilidad y huella de carbono, particularmente en mercados como Europa y Estados Unidos.

“Todos los estándares internacionales tienen un precio, por lo que también han contribuido a ordenar la industria”, explicó.

De todos modos, mientras el mercado global se reequilibra, España continúa consolidándose como uno de los mercados solares más maduros de Europa, aunque con nuevos desafíos vinculados a la integración tecnológica.

“España tiene la experiencia operativa, el recurso solar, los EPCistas y la tecnología disponible como para que haya un despliegue hacia la hibridación con proyectos fotovoltaicos con batería”, sostuvo Contreras.

Y aunque el sector esperaba un crecimiento más acelerado, se prevé que la incorporación de almacenamiento comenzará a consolidarse progresivamente en el segmento utility scale.

“El crecimiento va a venir de la mano de la hibridación en utility, quizás no con las expectativas que marca el PNIEC o parte del sector, sino de forma algo más moderada”, afirmó.

En paralelo, otros segmentos del mercado continuarán teniendo participación dentro del desarrollo fotovoltaico, especialmente el residencial y el comercial e industrial vinculados al autoconsumo, por lo que Yingli Solar continúa enfocando su estrategia en la eficiencia tecnológica como principal herramienta competitiva, apostando por módulos basados en tecnología tipo N-Type TOPCon.

Según el directivo, la relación entre rendimiento tecnológico y competitividad económica seguirá siendo clave para la viabilidad de los proyectos solares.

“Las prestaciones frente al precio hacen que los modelos financieros encajen y funcionen, que es lo que finalmente permite que los proyectos salgan adelante”, concluyó.

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CATL acelera su apuesta en Argentina con un proyecto BESS de más de 1 GWh mientras evalúa las oportunidades que abre CAMMESA

CATL avanza con su primer gran proyecto de almacenamiento en Argentina, con sistemas que superarán los 1.1 GWh de capacidad nominal,, en un contexto donde el mercado comienza a abrir nuevas oportunidades para esta tecnología.

Ya tenemos más de un 1 GWh en camino para el país para conectarse este año al sistema, con lo cual este primer proyecto nos da mucho orgullo y es una apuesta enorme que está haciendo la empresa por el país”, manifestó Lucas Ponce, ESS Sales Representative de CATL, durante su participación en FES Argentina, evento que reunió a más de 600 ejecutivos del sector energético.

El proyecto está vinculado a Central Puerto, que adquirirá a CATL nuevas baterías para las centrales Costanera (55 MW) y PA Nuevo Puerto (150 MW), adjudicadas en 2025 durante la licitación AlmaGBA y que se ubicarán en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

En conjunto, estos sistemas aportarán una capacidad nominal superior a 1,1 GWh, lo que convertirá a la iniciativa en el desarrollo de almacenamiento en baterías más grande del país hasta el momento.

Reviva FES Argentina 2026: https://youtu.be/rIfbzoRGgxU

Desde la perspectiva del fabricante, la expansión del almacenamiento en Argentina se vincula a las oportunidades que comienza a abrir el operador del mercado eléctrico mayorista.

Como fabricante de sistemas BESS, obviamente la oportunidad más clara viene por el lado de CAMMESA”, sostuvo Ponce.

Cabe recordar que el Gobierno lanzó recientemente la licitación AlmaSADI para incorporar 700 MW de almacenamiento con contratos a 15 años, destinada a mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y reforzar nodos críticos del país.

“Vienen a ser una solución a nodos que están saturados, que necesitan poner esta tecnología para generar estabilidad”, señaló el ejecutivo.

En ese contexto, el mercado argentino comienza a mostrar una creciente competencia tecnológica en las soluciones de almacenamiento, en línea con los procesos de contratación que se vienen desarrollando en el sector.

“Nos pasó de tener varias propuestas en lo que AlmaGBA, pero que los clientes nos rechazaron a primera y luego volvieran porque otros proveedores venían con propuestas con precios que después no podían sostener”, aseguró Ponce.

Frente a ese escenario, el fabricante asegura que su estrategia se centra en competir desde la confiabilidad tecnológica y la sostenibilidad de las soluciones, más que en una carrera de precios.

En paralelo, la compañía también observa nuevas oportunidades asociadas a la hibridación de proyectos renovables, un fenómeno que comienza a ganar espacio a medida que aumenta la penetración de energías limpias en el sistema.

“Nos contactaron muchas empresas con proyectos eólicos para empezar a planificar hibridación de proyectos eólicos que puedan tener también este tipo de soluciones para el sistema”, expresó.

En términos de desarrollo de proyectos, CATL busca posicionarse como integrador de sistemas BESS, asumiendo responsabilidades sobre los distintos componentes del sistema para garantizar su funcionamiento y bancabilidad.

Según explicó Ponce, la empresa se posicionó como líder global en sistemas de almacenamiento durante nueve años consecutivos y apunta a extender ese liderazgo por una década completa.

“La primera bandera es la seguridad que damos en nuestros sistemas, no haber tenido nunca un incidente en más de 2000 instalaciones utility scale en todo el mundo”, señaló.

A partir de esa experiencia global, la compañía busca capitalizar su trayectoria tecnológica en nuevos mercados como el argentino, donde el almacenamiento comienza a ganar protagonismo dentro de la transición energética.

“Estamos para correr una maratón en el país, estamos apostando a Argentina como un mercado totalmente estratégico”, concluyó Ponce.

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El software entra al campo fotovoltaico: ¿cómo los fabricantes buscan aumentar la producción de las plantas?

Los fabricantes de trackers empiezan a apostar por algoritmos para aumentar la producción de las plantas fotovoltaicas y desde GameChange Solar, aseguran que el desarrollo de software aplicado al seguimiento solar permite optimizar el rendimiento de los proyectos según el terreno, la radiación y las condiciones climáticas.

“Tenemos algoritmos destinados a producir más”, manifestó Oscar Aira, Managing Director Europe & Latin America de la compañía durante FES Iberia, y explicó que sus soluciones permiten incrementar hasta un 1–1,5% la producción de energía en plantas ubicadas en terrenos ondulados o con topografías complejas.

Reviva FES Iberia 2026: https://youtu.be/_G9kRTY2oU4

En ese marco, el ejecutivo detalló que uno de los desarrollos más utilizados es el algoritmo de tracking tridimensional conocido como Power Boost, diseñado para adaptar el movimiento del tracker a las variaciones del terreno y optimizar la captación de radiación. Otra de las soluciones que comienza a implementarse es Split Cell, un algoritmo desarrollado para optimizar el comportamiento del sistema.

Cuando tenemos un módulo partido, conseguimos producir más permitiendo que en determinados módulos se permita sombra”, detalló el Managing Director de GameChange Solar, al explicar que esta lógica permite mejorar la producción global del sistema incluso en condiciones que tradicionalmente se evitaban.

La compañía también desarrolló Weather Smart, un algoritmo orientado a mejorar el rendimiento en escenarios de radiación difusa, como en jornadas con nubosidad.

“Cuando hay mucha radiación difusa, tú lo que consigues es no poner el tracker mirando directamente al sol para captar la radiación directa, sino que obtienes también producción a partir de captar radiación que has rebotado en diferentes partes de la planta o en el suelo”, indicó Aira durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 400 ejecutivos del sector energético. 

Además de optimizar la captación de energía, estos sistemas comienzan a responder a nuevas demandas del sistema eléctrico, donde la estabilidad de la generación adquiere mayor relevancia.

La inyección de energía al sistema no puede tener una caída fuerte e irregular”, advirtió el directivo, al señalar que estos algoritmos ayudan a suavizar variaciones abruptas en la producción cuando se producen cambios rápidos en la irradiancia.

El desarrollo de este tipo de soluciones responde también a la creciente complejidad de los proyectos solares, especialmente en mercados maduros como España, debido a que las ubicaciones planas «están prácticamente todas ocupadas”, por lo que los nuevos desarrollos fotovoltaicos suelen ubicarse en terrenos con mayores pendientes, layouts irregulares y restricciones ambientales más exigentes.

Para ello GameChange Solar desarrolló configuraciones que permiten adaptarse a trackers largos o cortos, incluso con diseños que alcanzan hasta cinco strings, así como soluciones que reducen el impacto de la construcción.

Nos piden que no haya movimiento de tierras”, comentó Aira, al explicar que una de las alternativas consiste en utilizar postes más largos que permiten adaptar la estructura al terreno y minimizar ese impacto.

La creciente complejidad de los layouts también influye en el diseño de los proyectos. Según el directivo, lo ideal para cualquier fabricante sería trabajar con grandes superficies uniformes.

Para nosotros sería maravilloso tener un layout cuadrado con mil hectáreas y 500 MW”, reconoció, aunque aclaró que en mercados maduros como España los proyectos suelen presentar configuraciones mucho más irregulares.

Este escenario coincide con el crecimiento acelerado de la energía solar en el sistema eléctrico español. España inició 2026 con más del 56% de su generación eléctrica proveniente de energías renovables y más de 80 GW de capacidad instalada, consolidando su posición como uno de los mercados más maduros enc cuanto a fotovoltaica en Europa.

En ese contexto, el desafío para los desarrolladores ya no se limita únicamente a construir nueva capacidad, sino también a maximizar el rendimiento de los activos existentes.

Una de las tendencias que comienza a ganar terreno es la hibridación de proyectos fotovoltaicos con sistemas de almacenamiento en baterías, lo que exige nuevas capacidades operativas dentro de las plantas.

“Se nos pide tener el vínculo con lo que va a necesitar la batería para adaptarse a los nuevos criterios de red. Proyectos donde la ciberseguridad juega un papel muy importante, con lo cual tenemos que adaptarnos totalmente a esto que está llegando. El tracker tiene que aprender a leer el resto de componentes de la planta, en la fase operacional, inversor y demás”, explicó Aira.

La estrategia de la compañía también se enmarca en un proceso de expansión internacional, dado que tras consolidarse en Estados Unidos, inició una segunda etapa de crecimiento en mercados como Europa, Latinoamérica, Australia y Asia, donde España se posiciona como un punto estratégico.

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Sigenergy inaugura el Smart Energy Center de Nantong, impulsando la estrategia “AI in All” y una nueva generación de soluciones energéticas

Sigenergy inauguró oficialmente el Sigenergy Nantong Smart Energy Center en Nantong, provincia de Jiangsu, China, marcando un nuevo hito en el desarrollo global de la compañía. 

Durante el evento, Sigenergy anunció una serie de desarrollos clave que señalan la siguiente fase de crecimiento global de la compañía. La empresa presentó su estrategia “AI in All” e introdujo nuevos productos que abarcan aplicaciones residenciales, comerciales e industriales (C&I) y utility-scale

“AI in All”: llevando la inteligencia a todo el ecosistema energético

La estrategia “AI in All” de Sigenergy posiciona la inteligencia artificial como una capacidad central integrada en productos, software, procesos de fabricación y sistemas de gestión energética, transformando los sistemas energéticos para que pasen de simplemente operar a convertirse en sistemas inteligentes, colaborativos y continuamente optimizados.

“Sigenergy está comprometida a liderar la transición energética global a través de la innovación impulsada por IA. Nuestro objetivo es aprovechar la IA para crear sistemas energéticos más inteligentes y adaptativos que establezcan nuevos estándares en la industria”, afirmó Tony Xu, fundador y CEO de Sigenergy.

A medida que las energías renovables y el almacenamiento transforman el panorama energético global, la industria está pasando de una competencia centrada en el hardware hacia sistemas integrados definidos por la experiencia del usuario. En este contexto, Sigenergy incorpora la IA como una capa fundamental en toda su plataforma tecnológica.

  • A nivel de producto, la IA respalda la gestión energética, la optimización operativa y el control del despacho.
  • A nivel de software, mejora la configuración, la monitorización y la ejecución de estrategias.
  • A nivel de sistema, conecta dispositivos y aplicaciones distribuidas, permitiendo operaciones coordinadas e inteligentes en entornos residenciales, comerciales y utility-scale.

Con la estrategia “AI in All”, Sigenergy convierte la innovación en IA en capacidades reales de producto e inteligencia de sistema, acelerando el desarrollo de infraestructuras energéticas más inteligentes y adaptativas en todo el mundo.

Nantong Smart Energy Center: un nuevo referente en fabricación inteligente

Respaldando la implementación global de la estrategia “AI in All” se encuentra el recién inaugurado Sigenergy Nantong Smart Energy Center.

El complejo:

  • ocupa 136.000 metros cuadrados
  • cuenta con una inversión de 500 millones de RMB (≈ 70 millones de USD)
  • tiene una capacidad de producción anual de más de 300.000 inversores y paquetes de baterías

Más que una fábrica, el centro funciona como un hub integrado que combina:

  • investigación y desarrollo avanzado
  • fabricación inteligente
  • distribución global
  • gestión energética

En el corazón de la red de fabricación de Sigenergy, el centro incorpora una plataforma digital totalmente integrada que permite a los operadores supervisar la producción en tiempo real y coordinar procesos en toda la instalación.

A diferencia de las fábricas convencionales basadas en automatización aislada, los sistemas MES (Manufacturing Execution System), WMS (Warehouse Management System) y EMS (Energy Management System) están interconectados, lo que permite sincronizar automáticamente:

  • la logística de materiales
  • la configuración de equipos
  • los ajustes de producción

Sigenergy mantiene niveles de precisión líderes en la industria en procesos clave de fabricación:

  • Soldadura automatizada con inspección visual CCD con una tasa de rendimiento del 99,9%
  • Líneas SMT que procesan componentes en 0,043 segundos por unidad con precisión de 20–30 micrones
  • Ensamblaje DIP con tiempos reducidos en 50% gracias a automatización y prácticas lean

Las inspecciones de calidad basadas en IA sustituyen los muestreos manuales, mientras que el sistema logístico tridimensional inteligente de Sigenergy integra el movimiento de materiales aéreo y terrestre para optimizar la eficiencia.

Esta combinación de equipos avanzados y sistemas inteligentes permite un rendimiento líder en la industria:

  • 1 batería cada 15 segundos
  • 1 inversor cada 21 segundos

El lanzamiento del Nantong Smart Energy Center garantiza que los diseños originales de Sigenergy se produzcan a gran escala sin comprometer la calidad, estableciendo un nuevo estándar de precisión, consistencia y fiabilidad a largo plazo.

 

Ampliación de soluciones para todos los escenarios con tres nuevos lanzamientos

Sigenergy también presentó varios productos nuevos diseñados para fortalecer aún más su cartera energética para todos los escenarios, abarcando aplicaciones residenciales, comerciales e industriales y utility-scale.

Residencial: SigenStor Neo

Para el mercado residencial, la empresa presentó SigenStor Neo, un nuevo sistema energético doméstico.

Basado en la arquitectura modular característica de Sigenergy y su diseño con anillo luminoso circular, el sistema integra en una única plataforma:

  • inversor fotovoltaico
  • PCS de batería
  • sistema de gestión energética
  • gateway
  • paquete de baterías

Diseñado para responder a las necesidades cambiantes de los hogares modernos, SigenStor Neo ofrece:

  • mayor integración del sistema
  • mejor coordinación entre componentes
  • mayor compatibilidad con diferentes escenarios energéticos domésticos

El resultado es una experiencia energética más inteligente, sencilla y fácil de usar para el consumidor.

Inversor fotovoltaico C&I

Para aplicaciones comerciales e industriales, Sigenergy lanzó un inversor fotovoltaico de 166 kW, diseñado para ofrecer:

  • mayor densidad de potencia
  • mejor eficiencia del sistema

gracias a tecnologías avanzadas de electrónica de potencia.

La solución permite a las empresas integrar energía solar y almacenamiento de forma más eficiente y fiable.

Inversor utility-scale

En el segmento utility-scale, Sigenergy presentó un nuevo inversor para plantas solares a gran escala.

Con una arquitectura de alta densidad de potencia, ofrece:

  • hasta 500 kW de potencia de salida
  • compatibilidad con 1650 V DC
  • sistemas 1000 V AC

lo que ayuda a reducir los costes del sistema y mejorar la eficiencia de generación eléctrica.

El inversor incorpora:

  • hasta 18 MPPT, cada uno compatible con dos strings
  • mayor capacidad de corriente para maximizar la producción en terrenos complejos

Además, integra tecnología avanzada AFCI (Arc Fault Circuit Interruption) con detección de hasta 500 metros, junto con múltiples mecanismos de protección que mejoran la seguridad operativa.

Para operaciones y mantenimiento, el sistema ofrece:

  • detección de fallos a nivel MPPT
  • diagnósticos inteligentes
  • monitorización remota
  • inspección inteligente
  • análisis de datos

Estas funciones permiten a los operadores optimizar el rendimiento y reducir costes operativos.

Las capacidades de IA también mejoran las previsiones de generación eléctrica ultracorto y corto plazo, integrando datos de equipos, emplazamiento y meteorología para una planificación de despacho más inteligente y optimización de ingresos.

A través de esta cartera ampliada de productos, Sigenergy está construyendo una plataforma tecnológica energética integral, que abarca:

  • sistemas residenciales
  • infraestructura energética comercial
  • centrales solares utility-scale

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Empresas alemanas apuntan a energía, minería e IA: dónde estarán las oportunidades en 2026

La nueva edición de Visión 2026, organizada por la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) junto a EY, dejó una señal clara para el mercado: el 89% de las empresas alemanas planea aumentar o sostener inversiones en Argentina durante 2026.

En un contexto global competitivo, esta decisión revela que el país vuelve a posicionarse como destino estratégico para capital industrial, tecnológico y energético.

El relevamiento, que incluyó a 45 compañías, mostró que el 83% no percibe un impacto negativo de la situación política local en su sector, un dato que contrasta con la percepción general del mercado y que confirma la mirada de largo plazo del empresariado alemán. Además, el evento coincidió con los 110 años de presencia ininterrumpida de la AHK en Argentina, un indicador de estabilidad institucional en la relación bilateral.

Entre los sectores con mayor potencial, Energía y Minería se ubicaron al tope de las preferencias, con el 60% de las empresas señalándolos como motores de crecimiento para 2026. La tendencia se alinea con informes de la CEPAL, el Banco Mundial y la IEA, que destacan que Argentina tiene ventajas competitivas en hidrocarburos, minerales críticos y transición energética. La presencia alemana en estos segmentos anticipa un ciclo de inversión orientado a infraestructura, tecnología y servicios industriales.

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Otro dato clave del relevamiento es la aceleración tecnológica. El 84% de las empresas alemanas ya integra o planea integrar Inteligencia Artificial en sus procesos. Esta adopción abre oportunidades para proveedores locales de automatización, software industrial, ciberseguridad y servicios de integración 4.0. La AHK remarcó que la competitividad futura se construye sobre innovación y cooperación internacional, un mensaje que resonó en el panel de CEOs de compañías como Bosch, Bayer, Boehringer Ingelheim y Aluplast.

La presencia de Burkhard Balz, miembro del comité ejecutivo del Deutsche Bundesbank, sumó una dimensión geopolítica al encuentro. Su análisis sobre la economía europea y el avance del Euro Digital confirma que Alemania está proyectando su estrategia financiera y tecnológica hacia socios confiables. Para Argentina, esta articulación abre puertas en pagos digitales, fintech industrial y soluciones de trazabilidad para cadenas de valor exportadoras.

El interés alemán no es aislado. Responde a un reordenamiento global donde las empresas buscan diversificar riesgos, asegurar suministros y asociarse con países que tengan recursos, talento y capacidad industrial. Argentina cumple esas condiciones en energía, minería, tecnología y manufactura avanzada.

Para proveedores locales, el radar de oportunidades es claro: integración tecnológica, servicios industriales, soluciones de IA, eficiencia energética y proyectos vinculados a la transición verde. El capital alemán ya marcó su hoja de ruta; ahora el desafío es acompañar ese movimiento con escala, calidad y visión de largo plazo.

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El tablero energético global redefine el valor estratégico de Vaca Muerta

El escenario energético internacional atraviesa una de sus fases más tensas desde 2008. Los conflictos en Medio Oriente, las restricciones en el Estrecho de Ormuz y la volatilidad del Brent están reconfigurando los flujos globales de petróleo y gas.

Informes de la IEA, la EIA y la OPEC coinciden en que los shocks geopolíticos actuales son transitorios, pero generan picos de precios que afectan a productores y consumidores por igual. En este contexto, la posición argentina adquiere un valor estratégico que trasciende la coyuntura.

Las declaraciones del CEO de YPF, Horacio Marín, se alinean con esta lectura global. El directivo ratificó inversiones por USD 6.000 millones para 2026, de los cuales USD 4.200 millones se destinarán a Vaca Muerta. Además, proyectó un salto en la actividad de perforación, con 17 rigs operativos hacia fin de año y un objetivo de 39 equipos para 2029, lo que consolida un sendero de expansión sostenida. La Secretaría de Energía confirma que la curva de aprendizaje del shale argentino redujo costos a niveles competitivos frente a cuencas líderes como Permian.

En paralelo, el proyecto Argentina LNG, impulsado por YPF y Petronas, emerge como un punto de inflexión para la inserción internacional del país. La CEPAL y el Banco Mundial destacan que la demanda global de GNL seguirá creciendo hasta 2040, impulsada por Asia y Europa. Marín definió el proyecto como “el más grande de la historia de Latinoamérica”, con exportaciones potenciales por USD 37.500 millones anuales. La señal más contundente es el interés de 47 bancos internacionales en financiar su desarrollo, un indicador de confianza en la capacidad energética argentina.

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La volatilidad del petróleo también forma parte del análisis. La IEA advierte que una restricción del 15% del flujo global —como la que generan los conflictos en Ormuz— es un “cisne negro” para los precios. Marín coincide en que el barril elevado es transitorio y que los valores volverán a niveles lógicos cuando se normalice el comercio marítimo. En este marco, YPF decidió limitar el aumento de combustibles al 10%, absorbiendo parte del impacto externo para sostener estabilidad interna.

El desempeño operativo de la compañía refuerza esta estrategia. YPF alcanzó un EBITDA ajustado de USD 22,6 por barril en el cuarto trimestre de 2025, con refinerías operando cerca del 100% y costos de extracción de USD 4,4 por boe en shale, por debajo de referencias internacionales. La eficiencia en perforación —324 metros por día— y los 250 pozos activos consolidan un ecosistema productivo que ya opera con estándares globales.

La energía volvió a ser un vector geopolítico. En un mundo que enfrenta disrupciones logísticas, tensiones militares y competencia por recursos, Vaca Muerta ofrece algo escaso: previsibilidad geológica, escala exportadora y costos competitivos. Si Argentina logra sostener inversión, infraestructura y reglas claras, puede convertirse en un proveedor estable en un mercado que premia la seguridad de suministro. El potencial está sobre la mesa; el desafío es convertirlo en una estrategia nacional de largo plazo.

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La próxima etapa de los hidrocarburos abre un radar de oportunidades para inversores y proveedores

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, afirmó que “la próxima etapa de los hidrocarburos va a ser la gran oportunidad de la Argentina”, y su mensaje sintetiza un cambio profundo en el tablero energético.

La combinación de estabilidad provincial, madurez operativa en Vaca Muerta y un mercado global que busca proveedores confiables abre una ventana concreta para inversiones en infraestructura, servicios y exportación.

Neuquén concentra más del 60% del gas y más del 50% del petróleo del país, según datos oficiales de la Secretaría de Energía. La provincia llega a 2026 con un Estado ordenado, capacidad de financiamiento y un plan para licitar nuevas áreas en agosto, lo que ya despertó interés en rondas con inversores en Nueva York. Figueroa insiste en que el desarrollo debe acelerarse con reglas claras, articulación público-privada y una visión de largo plazo.

El contexto internacional refuerza esta oportunidad. Informes de la IEA, la EIA y la OPEC muestran que los conflictos en Medio Oriente, las tensiones en el Estrecho de Ormuz y la reconfiguración de cadenas de suministro están llevando a los compradores globales a buscar energía estable y fuera de zonas de conflicto. En ese mapa, Argentina aparece como un proveedor emergente con recursos probados y costos competitivos.

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La infraestructura es el punto crítico. La “próxima etapa” mencionada por Figueroa implica pasar de un modelo centrado en producción a uno orientado a exportaciones estructurales. Para eso, el sector necesita acelerar oleoductos, gasoductos, plantas de tratamiento, terminales portuarias y proyectos de GNL. Cada uno de estos frentes abre oportunidades para ingeniería, construcción, logística, metalmecánica y servicios especializados.

El gobernador también remarcó que el crecimiento debe traducirse en desarrollo local, empleo y proveedores neuquinos con mayor participación. La articulación entre Estado, empresas y financiamiento internacional será clave para capturar el ciclo de inversión que se abre. La provincia ya trabaja en un esquema de infraestructura que permita sostener el salto productivo previsto hacia 2030, cuando las regalías alcancen niveles récord.

Radar de oportunidades

La ventana está abierta en midstream, servicios de perforación y completación, logística, infraestructura vial y portuaria, tecnología aplicada a shale, proveedores industriales y financiamiento de proyectos. En un mundo que demanda energía segura y diversificada, Neuquén se posiciona como un nodo estratégico para capital internacional y para empresas locales que puedan escalar con calidad y velocidad. La oportunidad existe; ahora el desafío es ejecutarla antes de que el mercado global cambie de fase.

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Chevron y Total Energies reordenan la cadena de valor de Vaca Muerta con el RIGI como una pieza dentro de su estrategia de inversión

Chevron y Total Energies están reordenando su estrategia en Vaca Muerta a partir de un escenario regulatorio más previsible y de la necesidad de asegurar proyectos de largo plazo.

El RIGI aparece como una herramienta que ambas compañías evalúan dentro de un paquete más amplio: costos, logística, midstream y acceso a mercados. La combinación de escala, infraestructura y contratos de exportación empieza a definir la nueva hoja de ruta para los grandes jugadores del shale argentino.

Las dos compañías atraviesan un momento de expansión silenciosa pero consistente. Chevron avanza con mayor integración en Loma Campana y en su red de midstream, mientras Total Energies acelera su presencia en gas no convencional con una estrategia que combina eficiencia operativa y contratos de exportación a Chile. Ambas coinciden en un punto: la competitividad de Vaca Muerta ya no depende solo del pozo, sino de toda la cadena logística que lo rodea.

El nuevo marco regulatorio —más previsible en términos fiscales y con reglas más claras para inversiones de largo plazo— funciona como un estabilizador, pero no como el único motor. Las compañías analizan el RIGI en función de su capacidad para reducir incertidumbre en proyectos que requieren desembolsos sostenidos durante más de una década. En ese sentido, el régimen se integra a un análisis más amplio que incluye infraestructura, costos de transporte, disponibilidad de arenas, capacidad de tratamiento y acceso a mercados externos.

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La estrategia de Chevron se apoya en la escala. La compañía busca consolidar hubs operativos que reduzcan tiempos de fractura, optimicen el uso de equipos y permitan una mayor continuidad en la curva de producción. La integración con midstream —oleoductos, plantas de tratamiento y sistemas de evacuación— es clave para sostener el crecimiento sin cuellos de botella.

Total Energies, por su parte, avanza con una lógica complementaria: eficiencia en gas, contratos de exportación y una visión de largo plazo sobre la demanda regional. La empresa francesa entiende que el Cono Sur seguirá necesitando gas firme durante la transición energética, y que Vaca Muerta puede ocupar ese espacio si mantiene costos competitivos y capacidad de entrega.

Ambas compañías coinciden en que la infraestructura será el factor decisivo de los próximos años. Oleoductos, plantas de tratamiento, ampliaciones de capacidad y nuevos corredores logísticos definirán qué proyectos escalan y cuáles quedan rezagados. En ese tablero, el RIGI funciona como un marco que ordena, pero la verdadera diferencia la hacen la eficiencia operativa y la integración de la cadena de valor.

La lectura que dejan Chevron y Total Energies es clara: Vaca Muerta está entrando en una etapa donde los grandes jugadores ya no compiten solo por pozos, sino por ecosistemas completos de producción, transporte y exportación. La competitividad se construye con escala, previsibilidad y logística. Y en ese escenario, las decisiones que se tomen en los próximos dos años definirán el perfil energético argentino de la próxima década.

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Vista y Tecpetrol ajustan la competitividad de Vaca Muerta con logística, escala y hubs integrados

El panel “Vaca Muerta como un play consolidado de petróleo y gas”, en el marco de Vaca Muerta Insights, dejó un mensaje claro para la industria: la próxima etapa de competitividad dependerá de la capacidad de integrar logística, infraestructura y escala simultánea.

Vista y Tecpetrol coincidieron en que la reducción de costos ya no pasa solo por la eficiencia del pozo, sino por la industrialización completa de la operación.

Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción de Tecpetrol, explicó que el desafío inmediato es desarrollar el hub Norte. Señaló que la competitividad exige incorporar sets de fractura y arena, construir acueductos para alimentar tres sets en paralelo y avanzar con una planta de tratamiento en ejecución. Afirmó que la infraestructura integrada es la condición para sostener productividad y poner en valor los activos de la cuenca.

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Por su parte, José Biondi, gerente de Innovación y Tecnología de Vista Energy, destacó que la compañía redujo costos con un enfoque en arenas de cercanía. Subrayó que la logística optimizada permite bajar el costo por pozo y acelerar los tiempos de ciclo. Además, remarcó que la inestabilidad global vuelve central la seguridad energética y que Vaca Muerta tiene un recurso capaz de responder a esa demanda si la industria mantiene retornos competitivos.

El contexto internacional refuerza esta visión. Informes de la IEA y la EIA muestran que la competitividad del shale depende de repetitividad, escala y logística integrada. La expansión del midstream hacia el Atlántico abre una ventana para consolidar exportaciones, aunque persisten interrogantes sobre el financiamiento de perforación para 2025 y 2026. La infraestructura será decisiva para sostener el ritmo de desarrollo.

La lectura empresarial es clara: Vaca Muerta entra en una fase donde la ventaja competitiva se construye con hubs industriales, contratos de largo plazo y logística de alta densidad. Las compañías que integren toda la cadena —desde arenas hasta tratamiento y evacuación— capturarán la renta de la próxima década. Para los proveedores locales, la oportunidad es escalar capacidades y alinearse con un modelo operativo que ya dejó atrás la etapa artesanal.

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Minería: cómo las provincias pueden transformar recursos en desarrollo y acercarse al estándar chileno

La comparación con Chile volvió a instalarse en la agenda productiva.

No como un reproche, sino como una referencia útil para entender por qué un país vecino convirtió a la minería en su principal motor exportador y cómo Argentina puede aprovechar ese aprendizaje para escalar su propio potencial. La diferencia no está en la geología: está en la forma en que cada territorio organiza su actividad.

En los últimos meses, el país introdujo cambios que empiezan a ordenar el tablero. El Decreto 449/25 simplificó la Ley de Inversiones Mineras, redujo trámites y trasladó el Banco de Información Geológica a SEGEMAR, un paso que profesionaliza la gestión de datos y mejora la trazabilidad técnica. A esto se suma la estabilidad fiscal del RIGI, que ofrece un horizonte más claro para proyectos de cobre y litio que requieren inversiones de largo aliento.

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Las provincias mineras tomaron nota. Catamarca, Salta, San Juan y Jujuy avanzan en mesas de coordinación para unificar criterios, acortar tiempos administrativos y fortalecer estándares ambientales. El objetivo es construir un ecosistema más previsible, donde los permisos, la información geológica y la infraestructura acompañen el ritmo de los proyectos. La experiencia chilena muestra que la consistencia territorial es tan determinante como la normativa nacional.

El desafío central está en la infraestructura. Los proyectos de cobre y litio necesitan energía firme, agua industrial, rutas confiables y pasos fronterizos eficientes. Varias jurisdicciones trabajan en corredores mineros que integran transporte, energía y conectividad digital. Son obras que no solo reducen costos operativos, sino que amplían el impacto económico en cada región, generando empleo, proveedores y servicios asociados.

La oportunidad es evidente. Argentina ya inició un giro regulatorio que mejora su posición relativa. Si las provincias consolidan ventanillas únicas, fortalecen a SEGEMAR y coordinan infraestructura con Nación, el país puede multiplicar sus exportaciones mineras en la próxima década. No se trata de replicar el modelo chileno, sino de construir un camino propio: competitivo, sostenible y capaz de transformar recursos en desarrollo territorial.

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Santa Cruz detecta oro visible en Las Mellizas y abre una ventana de inversión para un nuevo distrito aurífero

La minería santacruceña sumó un dato que puede reconfigurar el mapa productivo provincial.

Durante una inspección técnica en el proyecto Las Mellizas, operado por Patagonia Gold, la Secretaría de Estado de Minería confirmó la presencia de oro visible en la estructura T‑12. En exploración temprana, este tipo de mineralización suele anticipar zonas de alta ley y acelera la toma de decisiones en proyectos auríferos de escala media.

El equipo técnico recorrió frentes, revisó perforaciones, verificó compromisos de inversión y tomó muestras para análisis de laboratorio. La inspección se realizó bajo lineamientos del gobernador Claudio Vidal, que impulsa un modelo de supervisión activa: control técnico riguroso, pero con una mirada orientada al desarrollo territorial. La provincia busca garantizar que cada proyecto avance con trazabilidad, cumplimiento y potencial económico real.

La estructura donde apareció el oro —vetas oxidadas y brechas silicificadas dentro de una falla norte–sur— es típica de sistemas auríferos que, si muestran continuidad, pueden evolucionar hacia yacimientos de escala media. Para Santa Cruz, que ya consolidó operaciones de clase mundial en la Meseta del Deseado, sumar un nuevo polo productivo en la zona centro-oeste ampliaría la base de proveedores, empleo y regalías.

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La inspección incluyó también el proyecto Pantano, donde ya se perforaron más de 5.200 metros en diamantina. Los técnicos revisaron testigos, logueras y el avance de los últimos 600 metros. La provincia está auditando en simultáneo varios prospectos, un movimiento que ordena el portafolio y permite identificar cuáles tienen condiciones para avanzar hacia etapas de prefactibilidad.

El hallazgo en Las Mellizas aparece en un momento en que la minería vuelve a ganar protagonismo en la agenda nacional. Los ajustes regulatorios recientes —simplificación de la Ley de Inversiones Mineras, fortalecimiento de SEGEMAR y mayor previsibilidad fiscal— mejoran el clima para proyectos de cobre, oro y litio. En este contexto, un prospecto que muestra mineralización visible en superficie se convierte en una señal temprana de oportunidad.

Los próximos pasos serán decisivos: ensayos de laboratorio, modelado geológico preliminar y perforación adicional para confirmar continuidad. Si los resultados acompañan, Las Mellizas podría avanzar hacia estudios de prefactibilidad y posicionarse como uno de los proyectos emergentes de la provincia.

Santa Cruz está mostrando algo que los inversores valoran: una combinación poco frecuente de geología prometedora, control técnico serio y una institucionalidad que entiende que la minería es una palanca de desarrollo regional. En un país que busca ampliar su base exportadora, este tipo de señales no pasan desapercibidas.

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Las exportaciones químicas y petroquímicas impulsaron el arranque de 2026

El informe mensual de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) mostró que enero de 2026 dejó un escenario mixto para el sector.

La producción y las ventas locales registraron caídas moderadas, mientras que las exportaciones crecieron con fuerza y se consolidaron como el principal motor del inicio del año. La tendencia coincide con los datos de comercio exterior de la Secretaría de Comercio, el INDEC y los análisis sectoriales del Banco Mundial y la CEPAL, que señalan una demanda internacional más activa para productos básicos e intermedios.

En producción, el sector mostró una baja mensual del 6% frente a diciembre de 2025. La comparación interanual marcó una caída del 2%, nivel que también se refleja en el acumulado del año. La CIQyP® atribuye este comportamiento a ajustes operativos y a una menor actividad en algunos bloques productivos. A la vez, las ventas locales retrocedieron 3% en el mes y 9% interanual, lo que confirma que el consumo interno continúa débil en varios segmentos industriales.

Por otra parte, las exportaciones exhibieron un desempeño destacado. Las ventas externas crecieron 13% respecto del mes anterior y mostraron un salto interanual del 67%. El acumulado del año replica esta tendencia. Según la CIQyP®, el impulso provino de los subsectores de productos intermedios y básicos, junto con operaciones “spot” que aportaron volumen adicional. Este comportamiento está alineado con los reportes del INDEC y con la evolución de la demanda regional relevada por la CEPAL.

En el segmento PyMIQ, la dinámica fue aún más marcada. La producción creció 6% mensual, aunque cayó 2% interanual. Las ventas locales aumentaron 5% frente a diciembre y 8% en la comparación anual. Sin embargo, el dato más relevante fue el salto exportador: las PyMIQ incrementaron sus ventas externas 42% mensual y 101% interanual, consolidándose como un actor clave en la generación de divisas para la industria química.

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Este comportamiento coincide con las tendencias de competitividad exportadora señaladas por el Banco Mundial para pymes industriales de alto valor agregado.

Durante enero, las importaciones del sector cayeron 26% y las exportaciones medidas en dólares retrocedieron 17,63%, lo que derivó en una balanza comercial sectorial cercana al -64%. La CIQyP® atribuye esta dinámica a la volatilidad de los flujos internacionales en un mercado global que continúa ajustando oferta y demanda. A la vez, la capacidad instalada operó al 65% en productos básicos e intermedios y al 89% en petroquímicos, reflejando una demanda heterogénea y un mayor ingreso de insumos importados.

En total, las ventas del sector —incluyendo PyMIQ— alcanzaron los 277 millones de dólares en enero de 2026. Para la CIQyP®, el dato confirma que el sector mantiene competitividad internacional pese a un mercado interno todavía moderado. “El incremento de las exportaciones confirma la resiliencia del sector frente a un mercado global sobreofrecido”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara.

El arranque de 2026 muestra que la industria química y petroquímica argentina conserva una ventaja estructural: su capacidad exportadora. La demanda interna sigue débil, pero la competitividad externa permite sostener actividad, empleo y divisas. En este contexto, las PyMIQ emergen como un motor silencioso, con agilidad para aprovechar ventanas comerciales y responder a la demanda regional.

Para un sector que opera con alta intensidad de capital y ciclos globales complejos, la clave será sostener inversión, eficiencia logística y acceso a insumos. La oportunidad está en seguir escalando exportaciones mientras la macro se estabiliza.

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Tecnología energética argentina desembarca en Indonesia y abre un nuevo mercado global para el micro‑GNL

La ingeniería argentina volvió a ganar terreno en el mapa energético global. Galileo Technologies instaló en Indonesia la primera planta modular de micro‑GNL del país, una solución diseñada para licuar gas en boca de pozo y transportarlo como si fuera un gasoducto móvil.

En un archipiélago de más de 17.000 islas, donde la infraestructura fija es costosa o directamente inviable, la tecnología argentina resolvió un problema estructural.

La planta, construida para PT Likuid Nusantara Gas, utiliza el sistema Cryobox, un desarrollo patentado por Galileo que reduce el volumen del gas 600 veces y permite moverlo en isotanques por camión o barcaza. Con tres unidades de conversión, procesa 2,47 millones de pies cúbicos estándar por día, equivalentes a más de 40 toneladas de GNL. Ese volumen abastece a la isla de Bali y reemplaza combustibles líquidos más caros y contaminantes, con impacto directo en turismo, industria y generación eléctrica.

Indonesia ya encargó una segunda planta, esta vez en Kalimantan, con una capacidad superior a los 6 millones de pies cúbicos por día. La expansión es inmediata porque el modelo modular permite sumar unidades sin obras civiles complejas. Para un país fragmentado en miles de islas, la idea de un gasoducto virtual —camiones y barcazas que distribuyen GNL donde no hay redes— es una solución de largo plazo.

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La presencia argentina en el sudeste asiático no es nueva. Hace una década, Galileo equipó la planta de GNC más grande del mundo en Muara Tawar, West Java, para la estatal PT PLN. Ese antecedente consolidó la confianza en la tecnología nacional y abrió la puerta a nuevos contratos. La empresa también implementó su sistema de gasoducto virtual en Sabah, Borneo, donde industrias dispersas pudieron acceder al gas sin esperar obras de infraestructura que podrían tardar décadas.

El caso indonesio revela algo más profundo: Argentina puede exportar tecnología energética crítica, no solo recursos naturales. El micro‑GNL permite monetizar gas aislado, reducir emisiones fugitivas y abastecer regiones remotas con un combustible más competitivo. Es una solución que encaja en mercados emergentes de Asia, África y el Caribe, donde la transición energética requiere sistemas flexibles, modulares y de rápida implementación.

La expansión de Galileo en Indonesia muestra que la ingeniería argentina puede competir en mercados exigentes cuando ofrece soluciones concretas a problemas reales. El micro‑GNL encaja en geografías fragmentadas, reduce costos logísticos y acelera la transición hacia combustibles más limpios. Para los países del sudeste asiático, es una herramienta operativa; para Argentina, una oportunidad de consolidar presencia tecnológica en un segmento que recién empieza a escalar.

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La robótica industrial se consolida como motor de competitividad para las pymes argentinas

La automatización industrial avanza con fuerza en Argentina y comienza a mostrar impactos directos en productividad, costos y seguridad operativa.

Informes de la Federación Internacional de Robótica (IFR), la ONUDI, la CEPAL y el Banco Mundial coinciden en que la robótica es hoy un habilitador clave para sostener competitividad en manufactura. El documento técnico de Doing+, empresa argentina especializada en manufactura aditiva y automatización, confirma esta tendencia y destaca que la integración de robots ya es accesible para pymes que buscan producir más y mejor.

Según la IFR, el costo promedio de un robot industrial cayó 40% en la última década, lo que aceleró su adopción en mercados emergentes. En Argentina, la inversión total para integrar una unidad robótica —incluyendo instalación y gestión— oscila entre USD 20.000 y USD 30.000, de acuerdo con Doing+ y datos del Ministerio de Economía. Este rango marca un punto de inflexión: la automatización dejó de ser una tecnología exclusiva de grandes plantas y se convirtió en una herramienta viable para pymes que necesitan escalar producción sin aumentar estructura.

Además, la robótica permite operar sin pausas, mejorar la precisión y reducir defectos. Doing+ señala que estas soluciones asumen tareas riesgosas, pesadas o tóxicas, lo que disminuye accidentes y libera al personal para actividades de mayor valor agregado. La OIT respalda esta visión y destaca que la automatización reduce siniestralidad en entornos críticos. A la vez, la robótica optimiza el uso de materiales y energía, lo que baja costos operativos y mejora la eficiencia energética, un punto clave para la industria local.

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Por otra parte, la transición hacia una manufactura más automatizada exige formación continua. Doing+ remarca la importancia del upskilling y reskilling para acompañar la incorporación de tecnologías 4.0. La CEPAL y la ONUDI advierten que la brecha de capital humano es uno de los principales desafíos para sostener competitividad en América Latina.

En este sentido, los programas de capacitación en robótica, manufactura aditiva y control digital se vuelven esenciales para que técnicos y profesionales puedan operar, mantener y optimizar estas soluciones.

En el plano global, la automatización es un factor determinante para atraer inversión y sostener exportaciones industriales. El Banco Mundial señala que las empresas que integran robots logran ciclos de producción más estables, escalables y con menor variabilidad. En Argentina, este avance se refleja en plantas que incorporan brazos robóticos para paletizado, manipulación y ensamblado, con mejoras visibles en tiempos de ciclo y calidad final.

Las pymes que integran automatización producen más, con menos costos y mayor seguridad. En un país que necesita eficiencia, productividad y divisas, la robótica es un acelerador directo del desarrollo. El desafío ahora es sostener inversión, ampliar capacidades técnicas y consolidar un ecosistema 4.0 que permita a la industria argentina competir en cadenas globales. La manufactura del futuro ya llegó; lo importante es que llegue a todas las fábricas.

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Vaca Muerta: Cómo acompañan el crecimiento de la producción las empresas de la cadena de valor

Vaca Muerta Insights: La visión de las empresas de servicios y los desafíos de la cadena de valor.

Las empresas que componen la cadena de valor y servicios que sirven a la actividad de las operadoras en Vaca Muerta explicaron sus planes para acompañar de forma cada vez más eficiente el crecimiento de la producción de petróleo y gas natural no convencional con nueva tecnología y más equipos.

En un panel que compartieron en el Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LMNeuquén y Más Energía, Carolina López, Directora de Business Development para LATAM de Nabors,
Constantino Espinosa, director de Proyectos deTenaris Oil&Gas Services, Pablo Fiscaletti, presidente de QM Equipment, y Daniel Gónzalez, secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE) abordaron el presente y el futuro de la cadena de valor traccionada por Vaca Muerta.

Los planes en la cadena de valor que abastece a Vaca Muerta

Carolina López, de Nabors.

Tanto Nabors, Tenaris como QM Equipment quieren acompañar el crecimiento de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta a partir de la mejora y ampliación de su portfolio de productos y servicios.

En ese sentido, Nabors, la empresa estadounidense líder en provisión de rigs de perforación para la industria petrolera, sumó en los últimos doce meses tres equipos en la cuenca neuquina, totalizando una flota de 14 equipos activos. «A partir del segundo semestre de este año esperamos sumar uno más y llegar a 15, con 14 propiedad de Nabors y el restante en un contrato de operación y mantenimiento», dijo Carolina López.

La representante de Nabors ponderó la importancia del mercado argentino. «Para nosotros es uno de los mercados más estratégicos y más grandes en América Latina, no solo por el número de equipos que tenemos en este momento trabajando, sino también por la adopción de la tecnología que nosotros hemos visto aquí», apuntó.

«Creemos que el crecimiento de Vaca Muerta y el futuro tendrán tres pilares: la tecnologia, la automatización y la colaboracion a través de la cadena de valor. El reto para Vaca Muerta ya no es probar el recurso ni su calidad sino cómo apalancar esa eficiencia«, añadió López.

QM Equipment y Tenaris, fabricantes locales

Pablo Fiscaletti, de QM Equipment.

En el mapa de las compañías que fabrican en el país equipos e insumos para la industria petrolera figura la marplatense QM Equipment, líder en la provisión de bombas de fracturación.

La compañía lleva entregadas bombas por un equivalente a 450.000 HP, casi la mitad del millón de HP que están empleando los trece sets de fracturación hidraúlica activos en Vaca Muerta en este momento. En los últimos tres años fabricó bombas por 80.000 HP anuales.

La gran apuesta de QM Equipment es fabricar sets de fracturación con bombas a gas natural para aprovechar el recurso en el sitio en reemplazo del gasoil. El presidente de la empresa, Pablo Fiscaletti, precisó que llevan ocho meses probando un set de fracturación con bombas a gas natural en Vaca Muerta.

«Imaginen que el gas que se destina habitualmente a gas lift lo estamos usando como gas combustible de fractura, así que el ahorro que se logra con esta tecnología es impresionante. Cada set de fractura en Vaca Muerta gasta unos US$ 30 millones al año en combustible, multipliquen eso por trece, que es la la flota actual de Vaca Muerta, o por quince dentro de unos meses. Ese es más o menos el ahorro que está en juego, tanto en términos económicos como medioambientales», explicó Fiscaletti.

El presidente de la empresa también destacó el trabajo conjunto que vienen realizando con Tenaris como un ejemplo de la importancia de tener un fabricante local para acelerar los proyectos de oil & gas. «Se logró una asociatividad muy buena que arrancó hace cinco años cuando ellos deciden hacer el segundo set de fractura», dijo.

Constantino Espinosa, de Tenaris.

Precisamente, Constantino Espinosa, de Tenaris Oil & Gas Services, la división de servicios petroleros de Tenaris, resaltó que la empresa invirtió US$ 1000 millones en los últimos cinco años en la Argentina. Una parte de esa inversión fue destinada a instalar un moderno horno de acero en Campana que permitirá producir de forma más eficiente y con menos emisiones.

«Tenaris desde el 2020 tiene una empresa que da servicios en la cuenca neuquina. La inversión llegará este año a US$ 240 millones, tenemos dos sets de fracturas y dos sets de coiled tubing funcionando, y un tercer set que estará funcionando este año con 28 bombas y con una tecnología que se llama DGB, que permite convertir el funcionamiento de diésel a gas natural«, contó Espinosa.

La empresa de servicios está enfocada fundamentalmente en completamiento de pozos, aunque ahora busca ofrecer también un servicio de construcción de la guía a partir del primer trimestre del 2027. «Es la primera sección del pozo, donde Tenaris pretende hacer un servicio llave en mano para las operadoras«, apuntó el representante de la compañía.

Mientras que los equipos como los que ofrece Nabors se encargan de hacer las secciones más complejas en un pozo, el servicio que ofrecerá Tenaris se enfocará en la parte inicial y más simple del mismo. Para esto diseñará un equipo muy eficiente y que utilizará la técnica de perforación por casing, mayoritariamente empleada por las operadoras en el país.

La perspectiva de la cadena de valor desde Neuquén

Daniel Gónzalez, de FECENE.

Por otro lado, el secretario de FECENE, Daniel Gónzalez, aportó números para graficar el buen momento de la cadena valor en Neuquén generada en torno a Vaca Muerta. «Del segundo semestre del 2024 al 2025 creció un 20% la contratación de empresas neuquinas por parte de las operadoras«, puntualizó Gónzalez.

Las empresas neuquinas que integran la federación registran que unos 50.000 empleos en forma directa o indirecta se han generado en Neuquén debido a la formación no convencional. El crecimiento es tal que han iniciado conversaciones con empresas de otras provincias que pueden complementar las necesidades de las operadoras en Neuquén.

«Hay oferta disponible en Neuquén, pero hay mucha demanda insatisfecha. Nosotros estamos tejiendo alianzas con empresarios de otras provincias. Por ejemplo, con Santa Fe tenemos mucho para complementarnos, porque hay una industria metalmecánica muy importante. Hay dos términos que cada vez se van a escuchar más, son complementariedad y asociatividad. Complementariedad en aquello que nosotros no hemos desarrollado», concluyó el referente de la FECENE.

, Nicolás Deza

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Vaca Muerta: lanzan una tienda online de válvulas industriales con foco en entrega inmediata

Flow Management lanzó una tienda online especializada en válvulas industriales con disponibilidad inmediata

En un contexto de crecimiento sostenido de la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta, surgen nuevas soluciones orientadas a optimizar la provisión de equipos críticos para la industria. Es por esto que la empresa Flow Management lanzó Valbol Store, una tienda online especializada en válvulas industriales con disponibilidad inmediata.

La plataforma busca responder a una de las principales demandas del sector: la reducción de los tiempos de entrega en insumos clave para la operación. Según indicaron desde la compañía, el sistema permite a las empresas acceder a un stock local de válvulas listas para despacho, lo que contribuye a minimizar paradas no programadas y a sostener la continuidad operativa en los yacimientos.

Tienda de válvulas industriales

Otro de los ejes de la propuesta es el acompañamiento técnico en el proceso de compra. Valbol Store cuenta con un equipo especializado que asesora a los clientes en la selección de los productos, con el objetivo de garantizar una correcta aplicación en campo y mejorar la eficiencia operativa.

La iniciativa se apoya en la trayectoria de Valbol, firma con más de 50 años de experiencia en el desarrollo de válvulas industriales, que aporta respaldo técnico y conocimiento al proyecto. A su vez, la propuesta se complementa con el servicio Flowcare, orientado a brindar asistencia en campo para las operaciones.

De esta manera, la compañía busca posicionarse no solo como proveedor de equipos, sino también como un actor que ofrece soluciones integrales para el abastecimiento y mantenimiento en la industria energética, en un escenario donde la rapidez de respuesta se vuelve un factor clave. Para conocer el nuevo punto de ventas digitales ingresar aquí.

La propuesta se complementa con el servicio Flowcare, orientado a brindar asistencia en campo para las operaciones, según indicaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

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Empresas de servicios y de la cadena de valor destacaron los desafíos para acompañar el desarrollo de Vaca Muerta

Nicolás Cappellari (Galileo Technologies), Jerónimo Bunge (Clear Petroleum), Christian Balatti (Stefanini Argentina) y Mariano Rebollo (Techint).

Empresas de tecnología, innovación y servicios especializados del ecosistema energético contaron sus proyectos y describieron los diversos desafíos que tienen en el sector. Lo hicieron en el panel Visión de Empresas de Servicios y los desafíos de la Cadena de Valor II, del Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía.

El panel estuvo conformado por Nicolás Cappellari, CEO de Galileo Technologies; Jerónimo Bunge, director de Contratos y Desarrollo Comercial de Clear Petroleum; Christian Balatti, Country Manager de Stefanini Argentina; y Mariano Rebollo, Business Development Sr. Manager de Techint.

Los ejecutivos contaron proyectos sobre Gas Natural Licuado (GNL) para reducir costos de transporte, la incorporación de nuevos servicios petroleros para Vaca Muerta, el despliegue de la Inteligencia Artificial en todos los anillos de la industria de oil & gas y los desafíos en los proyectos de infraestructura son algunos de los proyectos que resaltaron los panelistas, entre otras iniciativas.

GNL en logística y servicios petroleros para Vaca Muerta

Nicolás Cappellari de Galileo Technologies sostuvo que “hoy en la Argentina hablamos de todo lo que se viene en GNL, pero tenemos que decir que ya estamos produciendo GNL. Galileo produce 150 toneladas por día en la planta de La Mora, cuyo destino es la Central Térmica de Anchoris (Mendoza) que no está conectada a ningún ducto”. “No estamos utilizando el GNL en otros lugares, pero lo podríamos usar para mover el motor de la industria de Vaca Muerta. Claramente el GNL podría ser la sustitución del diésel”, agregó.

Además, explicó que “el ahorro puede ser realmente significativo si consideramos que el diésel está 28 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) y un GNL terminado son 3 dólares de opex más lo que salga el gas, que pueden ser 5 dólares. La relación entre uno y otro es de 4 a 1. El impacto en el traslado de arena, por ejemplo, tendría una ventaja realmente significativa y ayudaría a la optimización de costos en general”.

“Para expandir el GNL en el transporte vinculado a Vaca Muerta estamos enfocados en la producción de GNL de calidad, con los estándares que se requieren para que los camiones puedan funcionar, también en desarrollar las estaciones de carga, que no son complejas pero que requieren cierta ingeniería y setup para ponerlas operativas y, por último, es relevante resolver la logística entre el punto de producción y la estación de carga de GNL. Se pueden cargar 500 kilos de GNL en un camión con dos tanques criogénicos y tiene mucha más densidad energética que el GNC”, enfatizó Cappellari.

Por su parte, Jerónimo Bunge afirmó que “Clear Petroleum es una empresa patagónica con fuerte arraigo en los campos maduros desde hace muchos años. Ofrecemos servicios petroleros, pero también comenzamos a ser operadores en un área convencional. Estamos aprendiendo a operar en la cuenca del Golfo San Jorge, pero siendo especialistas en los servicios”.

También remarcó que “en la empresa vemos la oportunidad en Vaca Muerta, que nos empuja  a operar también en Neuquén. El año pasado teníamos una operación de un equipo de torre y pasamos a tener tres en un año. Y dentro de muy poco vamos a tener 7 u 8 equipos en Neuquén. Esto nos permite tener otra escala”.

Además, “estamos incorporando nuevos servicios que traemos de Permian en Estados Unidos. Estamos abriendo un servicio de entubación de pozos a partir de la experiencia que trajimos de Estados Unidos, vamos a inaugurar una nueva base de operaciones con terreno propio de Clear muy grande para alojar todo el crecimiento futuro que vemos”, finalizó Bunge.

Nicolás Cappellari, CEO de Galileo Technologies.

Los desafíos para la IA y la infraestructura

Mariano Rebollo de Techint indicó que “estamos presentes en muchos proyectos de infraestructura. Hace alrededor de 10 años Techint Ingeniería y Construcción tomó la responsabilidad de llevar adelante Fortín de Piedra y logramos construir las facilidades en un tiempo récord. Luego vinieron el proyecto del Gasoducto Perito Moreno, la reversión del Gasoducto Norte, el proyecto Duplicar Plus y hoy estamos trabajando en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). También estamos con Los Toldos, un yacimiento para Tecpetrol de 70.000 barriles diarios, y en el Duplicar Norte para el desarrollo del hub norte de Vaca Muerta”.

“Con Techint estamos terminando dos proyectos muy grandes en Chile, que son del sector minero para reemplazar el agua continental por agua de mar, basados en la desalinización y transporte del agua hasta la mina a casi 4000 metros a través de ductos de 42 y 48 pulgadas”, contó el ejecutivo.

Estamos muy ansiosos con los proyectos de GNL y de petróleo que se están haciendo en el upstream. Otros desarrollos relevantes que se vienen son los proyectos de infraestructura para llevar producción y exportar gas a países limítrofes, hay plantas de fertilizantes que también se deberían desarrollar, y centrales eléctricas”, sostuvo Rebollo.

Por último, Christian Balatti señaló que la empresa de tecnología Stefanini Argentina “atraviesa transversalmente en esta cadena de valor todos los anillos y no importa si es un productor o un proveedor. La tecnología está presente en todos los espacios. Nuestro desafío es poder acompañar a las compañías en ser más eficientes”.

“Vemos que hay muchas necesidades para bajar el costo por barril, lograr mayor eficiencia en las operaciones y reducir realmente los costos en una economía local que no es formadora sino que es tomadora de precios. Creo que en este punto es donde la tecnología viene a ayudar. En la actualidad, la IA es una parte fundamental en todo lo que hacemos. Pero no es sólo IA, sino que la IA se apoya en data y analítica. Sabemos que todas las decisiones se toman a partir de datos y es un elemento fundamental para cualquier compañía”, subrayó.

También destacó que “la IA está también al servicio de la automatización industrial, como robots y videoanalítica. Para esto, también contamos con alrededor de 60 cuadrillas que trabajan en Neuquén, Chubut y Tierra del Fuego. Es decir, queremos acompañar cada vez más a las compañías de oil & gas a tener mejores procesos y que sus costos disminuyan”.

, Roberto Bellato

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

TGS abrió la licitación de capacidad de transporte para el Gasoducto Perito Moreno con propuestas que triplicaron la oferta

El CEO de TGS, Oscar Sardi, junto al CEO de Oldelval, Ricardo Hösel.

La empresa transportadora de gas TGS recibió solicitudes que superaron los 32 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) por parte de los cargadores que buscan asegurarse parte de la capacidad incremental de las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno, con lo cual casi triplicó la disponibilidad de este primer tramo de apertura. De esta puja podían participar productores, comercializadores, industrias, generadores o distribuidoras.

Este proceso de open season forma parte del proyecto de ampliación del sistema que la empresa se adjudicó en noviembre pasado y que debe estar operativo para el invierno de 2027. Las obras que fueron motivo de la primera iniciativa privada de la actual gestión de Gobierno busca eliminar las restricciones logísticas que hoy condicionan el crecimiento de la cuenca neuquina y generaron el interés de los productores.

El CEO de la compañía, Oscar Sardi, al participar del evento Vaca Muerta Insights junto al CEO de Oldelval, Ricardo Hösel, manifestó que «la apertura de las ofertas por la parte correspondiente a prepagos fue muy exitosa«. La compañía ya avanzó en una preselección técnica: «Se hizo una preselección en función de un pronóstico de todos aquellos que tienen las mejores condiciones de oferta, y ahora esto tiene que ir a Enargas y a Secretaría de Energía para reafirmar que lo que está proponiendo TGS es correcto».

Finalmente, el ejecutivo aclaró que este esquema es apenas el inicio de una estrategia de expansión más amplia. «Nos queda la segunda etapa. Vamos a esperar que ocurra este open season que va a organizar la Secretaría de Energía en conjunto con Enargas (una vez que se defina la transferencia de contratos de Cammesa y Enarsa hacia las distribuidoras), y a partir de ese momento vamos a sacar open season por la segunda parte de lo que corresponde a la iniciativa privada«, detalló Sardi.

Según la hoja de ruta de la transportadora, esta fase de ampliación del GPM contempla 14 MMm3/d adicionales, de los cuales 12 MMm3/d tienen como destino el área del Gran Buenos Aires y los 2 MMm3/d restantes se orientan al polo de Bahía Blanca. Las obras están demandando una inversión de US$700 millones y se divide en dos etapas.

El proyecto de NGLs como solución estructural

Sardi también se refirió al reciente anuncio del proyecto de industrialización de líquidos del shale gas conocido como NGLs, que demandará una inversión de US$3.000 millones según lo anunciado por los accionistas de TGS en Nueva York en ocasión del Argentina Week. La iniciativa es una respuesta técnica a un problema crítico que enfrentan los productores en la cuenca.

Oscar Sardi, CEO de TGS

Según explicó Sardi, el actual ritmo de inyección «de gases ricos podría poner a los gasoductos troncales fuera de especificación técnica en el corto plazo. El directivo advirtió que «con el tiempo, los sistemas de transporte van a empezar a estar fuera de especificación, lo que impacta de manera directa no solo en la producción de gas con alto contenido de condensados, sino también en el desarrollo del petróleo».

Este proceso de separación es indispensable para «monetizar los líquidos que actualmente se están consumiendo en la industria» y en la generación eléctrica, transformando un recurso que hoy se quema como gas en un producto de alto valor de exportación. La infraestructura para este salto de escala contempla la expansión de la planta de Tratayén, que pasará de ser un centro de acondicionamiento a una unidad de procesamiento integral, un poliducto y una planta en Bahía Blanca.

Sardi destacó que el proyecto, desarrollado bajo el marco del RIGI para garantizar competitividad, tiene un plazo de ejecución estimado en 45 meses y generará un impacto económico inmediato. «Estamos pensando en el orden de los US$1.200 millones anuales de divisas a partir de la exportación», precisó el ejecutivo, tras señalar que la obra demandará unos 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos.

Oldelval y las nuevas obras del petróleo

Por su parte, Hosel se refirió a los avances de la infraestructura de transporte de petróleo desde la Cuenca Neuquina que «atraviesa un momento de máxima exigencia, con el proyecto Duplicar Plus operando ya por encima del 90 % de su capacidad«. Según explicó, el sistema actual permite evacuar unos 500.000 barriles diarios hacia el Atlántico, pero las proyecciones indican que el límite técnico de 540.000 barriles se alcanzará de forma inminente.

«Creemos que para julio el caño va a estar lleno, va a estar a su máxima capacidad«, advirtió el directivo, señalando que la producción actual obliga a acelerar las obras de contingencia para no frenar la actividad en los yacimientos. Para evitar un cuello de botella antes de que el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) entre en funciones, Oldelval inició la repotenciación de cuatro estaciones de bombeo entre Allen y el puerto de exportación.

Esta obra, aunque menor en términos de inversión comparada con los grandes ductos, resulta estratégica para la industria. Al respecto, el ejecutivo detalló que esta mejora permitirá «agregar 200.000 barriles más para que el Vaca Muerta Sur, que probablemente esté listo para fin de año o principios del año que viene, pueda llegar con tranquilidad y que los productores no bajen el pie del acelerador«.

Ricardo Hösel, CEO de Oldelval

En paralelo a las tareas de repotenciación, la compañía avanza en el desarrollo del proyecto Duplicar Norte. «Es un oleoducto de US$380 millones que viene a conectar lo que es el hub norte de Vaca Muerta con la estación de bombeo Allen. Ya está en plena construcción, tiene una capacidad inicial en esta primera etapa de 220.000 barriles, pero va a ser ampliable hasta 500.000«, explicó.

Más allá de las nuevas trazas, el plan de inversión incluye un fuerte componente de mantenimiento sobre la red histórica de 1.700 kilómetros, que promedia los 60 años de antigüedad. Hösel señaló que la compañía deberá invertir más de US$1.000 millones adicionales para que ese sistema «esté a tono con los ductos nuevos», elevando la inversión total de la transportadora a unos US$2.000 millones al finalizar las actual obras.

Hacia el final de la década, con la combinación de las obras de la compañía y la puesta en marcha del sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) «la cuenca va a tener una capacidad de evacuación de un millón y medio de barriles, con lo cual yo creo que a nivel de infraestructura central o core de petróleo, vamos a tener hasta el 2030 o 2031 resuelto«. El próximo desafío, indicó, se desplazará hacia los ductos de captación que conecten cada yacimiento con estos grandes sistemas troncales.

, Redacción EconoJournal

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Figueroa: Contexto, y condiciones para invertir en Vaca Muerta

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, consideró que “Argentina está en una zona libre de conflictos. Si sumamos seguridad jurídica, estabilidad macroeconómica y respaldo político, las condiciones están dadas para que esta vez sea ‘sí’”. “Cuando salimos al mundo a buscar inversiones es importante que el mundo nos vea consolidados”, añadió.

“Hoy se da una sinergia entre industria, Estados nacional y provinciales, y el contexto energético mundial nos posiciona en un lugar preferencial”, sostuvo Figueroa en declaraciones que reprodujo un comunicado de la Gobernación.

Fueron formuladas durante su participación en el encuentro Vaca Muerta Insights 2026, en la ciudad de Neuquén, oportunidad en la cual Figueroa afirmó que “tenemos muy en claro la hoja de ruta que debemos seguir, y esa hoja de ruta implica ordenar el desarrollo del sector energético con una visión de largo plazo, articulando el trabajo entre el Estado y la industria”.

“La próxima etapa de los hidrocarburos va a ser la gran oportunidad de la Argentina”, agregó, y manifestó que el camino es acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, avanzar en el GNL y consolidar a la Argentina como un proveedor confiable de energía en el mundo.

“Ese crecimiento, señaló Figueroa, debe tener impacto directo en la gente, a través de la generación de empleo, desarrollo local y mejores condiciones de vida”. “Nuestro objetivo es que el neuquino viva mejor, y para eso necesitamos que a la industria le vaya bien”, señaló e indicó: “Somos socios, con distintos objetivos, pero socios al fin”.

El gobernador anunció que para agosto la provincia del Neuquén prevé licitar nuevas áreas hidrocarburíferas. “Están muy medidas por GyP (la empresa provincial) y eso es lo que generó tanto interés en Nueva York de varios inversores (durante la Argentina Week) para poder participar de esas licitaciones”, explicó.

Figueroa informó además que se está trabajando con el gobierno nacional para “ver si podemos lograr que los derechos de importación de los bienes de capital sea cero”.

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Vaca Muerta inicia el mejor trimestre de su historia con foco en el crudo y el potencial del gas

La Cuenca Neuquina atraviesa un inicio de año sin precedentes, consolidando el mejor trimestre de su historia en términos de actividad, de pozos nuevos que inician perforación y niveles de etapas de fractura. Esta aceleración operativa de Vaca Muerta marca un escalón superior respecto de la dinámica de años anteriores, con un ritmo de completación que se sostiene por encima de la media de 2025.

Como parte del evento Vaca Muerta Insights, Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol; Horacio Turri, Director E&P de Pampa Energía y Fausto Caretta, Managing Director de PAE, coincidieron en que la Argentina ingresa en una fase de madurez donde el petróleo ya no es el único en crecer. Es el momento de la diversificación de la matriz exportadora, donde el gas natural por barco y los líquidos asociados comienzan a ganar terreno frente a la creciente demanda internacional.

Pluspetrol en Vaca Muerta: la experiencia del salto productivo

Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol

Escuder se refirió al salto que significó para Pluspetrol avanzar hace un año con la compra más grande de su historia, en una operación de US$1.800 millones por los activos de ExxonMobil, lo que abrió el desafío de integrar las áreas adquiridas al portfolio operativo.

«Recibimos los campos, principalmente Bajo del Choique-La Invernada, con una producción de cinco mil barriles, con poca inversión en los años precedentes, y hoy se encuentran produciendo cerca de 25.000 barriles, lo que implica haber quintuplicado el volumen inicial en apenas un año de gestión«, remarcó.

Respecto a la hoja de ruta inmediata en la zona norte de la formación, el directivo detalló: «En los próximos treinta días vamos a terminar la EPF 1, que le va a agregar 25.000 barriles más de capacidad de tratamiento, y eso, con el plan de perforación, nos va a llevar a fin de este año a 47.000 barriles de producción».

Según la visión de Escuder, esta aceleración operativa permitirá que, en un plazo de dos años desde la toma de control de los yacimientos, la producción se multiplique por nueve, consolidando a Bajo del Choique como uno de los bloques más productivos de la cuenca.

«En Bajo del Choique tenemos un approach modular, estamos haciendo plantas 25.000 barriles para ir escalando y acompañando el plan de perforación», sostuvo el representante de Pluspetrol sobre la estrategia de inversión.

Para sostener este crecimiento, la empresa proyecta desembolsar cerca de US$1.200 millones este año, operando con cinco equipos de perforación propios y un set de fractura dedicado a partir de 2027, con la expectativa de que el bloque pueda alcanzar cómodamente un techo de 100.000 barriles diarios.

Pampa con nuevo perfil de gas y petróleo

Horacio Turri, Director E&P de Pampa Energía

Turri, por su parte, destacó el impacto de las recientes medidas regulatorias en el mercado eléctrico que permiten a los generadores autoabastecerse de combustible. «Esa señal permite a compañías como Pampa lograr el autoabastecimiento en sus propias centrales. En 2026, va a implicar un aumento de casi tres millones y medio de metros cúbicos de la demanda de Pampa para poder abastecerse«, señaló el Director de E&P de la firma.

La empresa en este proceso incrementará su producción total de gas en unos 10 millones de metros cúbicos en los próximos tres años. El directivo explicó que este salto responde a la reciente desregulación del mercado eléctrico y la estratégica participación de la compañía en la ampliación del gasoducto Perito Moreno, obra que le permitirá inyectar volúmenes adicionales para cubrir la demanda prioritaria del invierno en la zona del Gran Buenos Aires.

«Rincón de Aranda es nuestro buque insignia en shale oil, fue nuestro primer desarrollo. Arrancamos sobre fines del 24 prácticamente sin producción y estamos hoy en 22.000 barriles por día«, describió al referirse a la evolución del área estrella de Pampa en petróleo. Turri explicó que hoy operan con instalaciones temporales, pero avanzan en la construcción de una planta de tratamiento definitiva con capacidad para 45.000 barriles diarios, la cual estará operativa a mediados de 2027.

Al abordar la eficiencia y los incentivos fiscales, el directivo de Pampa Energía confirmó que el bloque es el primer proyecto de upstream en presentarse bajo el nuevo esquema de beneficios para grandes inversiones. «Estamos muy confiados que eso va a funcionar bien y que va a permitir el desarrollo de todo lo que es la zona norte de Rincón de Aranda, lo que a su vez va a permitir aumentar la producción total del bloque y acelerar la curva de ramp up», precisó.

PAE ante el desafío tecnológico y la optimización de los procesos

Fausto Caretta, Managing Director de PAE

A su turno, el Managing Director de Pan American Energy valoró el hito de la primera exportación de gas natural licuado que firmó el consorcio Southern Energy que lidera. «Este contrato primer contrato de GNL va a permitir que una molécula que producimos en la Argentina, en la provincia de Neuquén, viaje hasta Alemania, a calentar los hogares y a potenciar la industria alemana», enfatizó Caretta.

«Este contrato va a ocupar el 80% de la capacidad del primer barco licuefactor y el 30% de los dos barcos, es una clara demostración de que el GNL vino acá para quedarse«, enfatizó Caretta. Al respecto, el directivo de PAE sostuvo que el acuerdo por ocho años de ventas consecutivas para abastecer el mercado alemán permite demostrar que la Argentina se mantiene competitiva frente a los proyectos de Estados Unidos, sentando las bases para una presencia permanente del fluido neuquino.

En cuanto a los desafíos operativos y la necesidad de reducir costos, el ejecutivo de PAE planteó una comparación directa con la actividad en el hemisferio norte: «Hace dos semanas estuve en Midland visitando campos y me encontré con pozos que van a 5.000 metros de profundidad y ramas horizontales de 6.000 metros, y tenemos que competir contra eso«. Caretta insistió en que el precio de equilibrio del gas en los mercados obliga a la industria local a poner todo el énfasis en la incorporación de tecnología y la optimización de procesos.

Al referirse a la integración con la estadounidense Continental para acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta, explicó que «es fundamental para traer el adelanto tecnológico y la curva de aprendizaje que tienen en Estados Unidos«.

Finalmente, sobre la expansión hacia nuevas fronteras geográficas, Caretta destacó que la experiencia acumulada en la cuenca neuquina ya se está exportando a otras regiones, mencionando la reciente firma de una concesión no convencional en Cerro Dragón, dentro del Golfo San Jorge, donde buscan replicar los niveles de eficiencia alcanzados en Vaca Muerta.

, Redacción EconoJournal

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Centrales nucleares: la extensión de vida de Atucha I se retrasará hasta la segunda mitad de 2027

Las centrales nucleares Atucha I y II.

La central nuclear Atucha I volverá a operar en la segunda mitad del próximo año, según lo informado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, unos cinco meses después de lo proyectado inicialmente. Desde Nucleoeléctrica Argentina confirmaron a EconoJournal que habrá un nuevo cronograma con una fecha tentativa de vuelta en julio de 2027.

Atucha I se encuentra fuera de servicio desde 2024 por el proyecto de extensión de vida. Si bien la fecha estimada de vuelta a operación de la central nuclear estaba pautada para marzo de 2027, Ramos Napoli informó a medios presentes en el IEFA Latam Forum que el proyecto lleva una demora de cinco meses por distintos motivos, según publicó El Post Energético.

Lo indicado por el secretario de Asuntos Nucleares confirma lo anticipado por EconoJournal dos meses atrás. En efecto, en enero de este año este medio reportó la existencia de una nota emitida por la gerencia del Proyecto de Extensión de Vida de Atucha I a las gerencias de Proyectos y de Operaciones, en la que se daba cuenta de un probable retraso en la ejecución del proyecto debido a los cambios en la política de compras de insumos adoptados bajo la presidencia de Demian Reidel.

De acuerdo con Ramos Napoli el presupuesto para el proyecto está garantizado. Desde Nucleoeléctrica, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares, confirmaron que el proyecto se estirará unos meses más de lo previsto.

«Actualmente se está revisando el cronograma general, con vistas a que la central retome operación en julio de 2027. El proyecto continúa en ejecución y presenta un avance físico del 52%. Las tareas principales finalizarán el 31 de diciembre de 2026, tras lo cual se iniciará el proceso de carga de combustible y puesta en marcha», respondieron a este medio.

Extensión de vida de Atucha I

La primera central nuclear de Latinoamérica, Atucha I, concluyó en septiembre de 2024 su primer ciclo de vida útil tras 50 años de operación. Para continuar con su operación, Nucleoeléctrica comenzó con el proyecto para extender su vida operativa por 20 años más, con una inversión estimada en cerca de US$ 700 millones.

El proyecto engloba dos obras centrales: la extensión de vida del reactor de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II). Este segundo proyecto es necesario para que la central Nuclear Atucha II pueda seguir operando luego del 2027.

Para que Nucleoeléctrica pueda volver a operar Atucha I, la empresa deberá cumplir con el Documento Marco de Licenciamiento (DML) aprobado por la ARN. El documento involucra cinco líneas de trabajo que implican la ejecución de 41 subproyectos fundamentales para recibir una nueva licencia de operación.

A la empresa le bastaría con cumplir con el DML para que la ARN apruebe la vuelta a operación de Atucha I. Pero en NA-SA quieren implementar un total de 251 subproyectos o tareas no obligatorias que facilitarían la operación cotidiana y permitirían que la central sea mucho más eficiente en la generación de electricidad, alcanzando un factor de carga del 88%.

, Nicolás Deza

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¿Es conveniente que Vaca Muerta sea la locomotora de la economía del país?

Nicolás Gadano de Empiria Consultores, el economista Juan Carlos Hallak y Marianela Villegas, founder de Consultora MV.

La idea de que Vaca Muerta puede ser la locomotora de un tren que empuje a otros sectores de la economía está instalada en el país. Sin embargo, generar esta expectativa para el sector de oil & gas puede ser contraproducente. Consultores y economistas reflexionaron sobre las posibilidades que se abren a partir del desarrollo de Vaca Muerta y qué rol puede tener en la economía del país.

El debate formó parte panel “Vaca Muerta: ¿Una locomotora para aumentar exportaciones primarias o una oportunidad para generar capacidades en otras cadenas?” del Vaca Muerta Insights el evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía. Participaron Nicolás Gadano de Empiria Consultores, el economista Juan Carlos Hallak y Marianela Villegas, founder de Consultora MV.

Vaca Muerta como locomotora

El economista jefe de Empiria, Nicolás Gadano, advirtió que “Vaca Muerta es una locomotora y eso ya es algo muy positivo. Pero está instalada la idea de sumarle distintos vagones de otros sectores como las pymes, proveedores, el empleo, la tecnología, entre otros aspectos. Si nos pasamos de sumarle vagones, muchos con riesgos de no tener las características que se necesitan para desarrollarse, corremos el riesgo de que ese tren que es Vaca Muerta vaya muy despacio, ni siquiera pueda arrancar o directamente descarrile. Tenemos ejemplos en la historia de la Argentina de proyectos que nunca pudieron arrancar”.

“Para pensar en el interrogante del panel hay que incorporar al RIGI (Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones). Las reglas económicas, impositivas, cambiarias, arancelarias que hoy tenemos en el país no son las condiciones normales que se aspira para la Argentina. El RIGI originalmente no tenía sectores. Era otorgarles a las inversiones grandes ciertas condiciones a las que aspiramos a que tengan todas las empresas argentinas en el futuro”, sostuvo Gadano.

“El sector oil & gas no necesita ayuda para ser competitivo. El éxito del RIGI es que en el futuro las condiciones que hoy parecen excepcionales sean condiciones generales. Por ejemplo, que no haya cepo, que es algo que se habla poco. Necesitamos que en el país no haya cepo para ningún sector de la economía o que el impuesto al cheque no lo pague nadie”, señaló Gadano.

Por su parte, Juan Carlos Hallak coincidió en que “si le cargamos todos los vagos de la economía argentina a Vaca Muerta, la locomotora no va a arrancar”. Para graficar la afirmación, el economista remarcó que “Noruega exporta 30.000 dólares per cápita por año de recursos naturales, principalmente petróleo. Australia 13.000 dólares per cápita, pero sobre todo del sector minero. Canadá suma 7.000 dólares, Chile 3.600 dólares. Sin embargo, la Argentina realiza exportaciones basadas en recursos naturales per cápita por 1.200 dólares”.

“Con 40.000 millones de dólares que podría exportar Vaca Muerta en un futuro, la Argentina pasaría a realizar exportaciones per cápita por 2.000 dólares, ya que se sumarían 800 dólares per cápita. Incluso duplicando las exportaciones máximas estimadas para la próxima década por parte de los proyectas de Vaca Muerta, el cálculo nos da 3.000 dólares per cápita de exportaciones de recursos naturales”, graficó Hallak.

“Es verdad que va ayudar mucho, pero no podemos pedirle a Vaca Muerta que traccione a toda la economía del país. Tampoco tiene sentido desarrollar a la locomotora sola, es decir, podemos cargarle a Vaca Muerta algunos vagones, pero hay que calibrar cuántos y cuáles”, enfatizó.

Vaca Muerta, empleabilidad y un cuello de botella inminente en la oportunidad

En tanto, Marianela Villegas incorporó un aspecto nuevo: “Vaca Muerta es una gran oportunidad para la zona donde está y para el país. En cuanto a la empleabilidad, si vemos el primer anillo, que tiene que ver con las operadoras de Vaca Muerta, se calculan para 2030 alrededor de 40.000 empleos directos. En el segundo anillo, que son las empresas de servicio y proveedoras, se calculan 140.000 empleos”.

La consultora advirtió que “estamos en un cuello de botella, porque hoy no tenemos a esa cantidad de personas para abastecer a la demanda que se estima para 2030. Desde mi punto de vista, el foco tiene que estar puesto en la formación técnica y profesional y en darle impulso en la zona a este aspecto”.

“Tenemos el know-how, los equipos y la tecnología. Pero hay algo fundamental que es la gente, que es la que hace la diferencia en los resultados. Por eso creo que hay que sumar a todo este análisis que se está haciendo, la pregunta sobre qué foco le estamos dando a la gente. El Instituto Vaca Muerta es un buen indicador de lo que se está necesitando, pero la necesidad es todavía mayor”, concluyó.

Vaca Muerta y la agenda nacional

Nicolás Gadano subrayó que “el camino de coordinación entre Nación y las provincias para mostrar un horizonte unido y homogéneo que respeta la visión de largo plazo al resto del mundo es muy importante”.

Además, afirmó que “con los distintos tipos de políticas que venimos teniendo, a veces cuesta ver que, en materia de políticas en hidrocarburos y energía, hace bastantes años que tenemos continuidad en el país. Hay una especie de política de Estado en relación a esta industria. Pasaron cuatro gobiernos distintos como el de Cristina, Macri, Alberto y Milei y tenemos, en términos generales, las mismas reglas para el sector que son positivas. Por supuesto que siempre hay cambios y mejoras. También tenemos las mismas reglas para YPF”.

En este sentido, Juan Carlos Hallak destacó que “la Argentina está construyendo la confiabilidad, pero la principal confiabilidad es la sostenibilidad macroeconómica. En el fondo eso es lo que da confianza a largo plazo. Estamos mejorando, pero falta mucho para consolidarlo», indicó.

Y agregó: «Este es un buen momento para que no solo desde el Estado se implementen políticas a largo plazo, sino entre los distintos actores del sector privado se pueden organizar para construir bienes colectivos. Este es el momento de oportunidad donde está todo por construirse”.

Por último, Villegas también enfatizó que “este es un momento clave. Hay muchos actores que se tienen que sentar para trabajar mancomunadamente, desde el gobierno nacional, las operadoras, las empresas de servicios, las universidades, las instituciones técnicas, entre otros, para poder alcanzar las metas que se tiene para 2030”.

, Roberto Bellato

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Vaca Muerta: ¿Podrá alcanzar su salto productivo ante la inestabilidad generada por la Guerra en Medio Oriente?

Ricardo Ferreiro (Tecpetrol), José Biondi (Vista Energy) y Carlos Gilardone (Quintana Energy).

Vaca Muerta dejó de ser una promesa y se convirtió en un play consolidado de petróleo y gas con operaciones cada vez más eficientes y una escala productiva en crecimiento. Sin embargo, el complejo escenario internacional que implica la guerra en Medio Oriente genera desafíos en las compañías. Las operadoras de Vaca Muerta coinciden en que el foco en este entorno es la mejora en la eficiencia y la competitividad en las operaciones.

Sobre este eje disertaron Ricardo Ferreiro, presidente Oil&Gas de Tecpetrol; José Biondi, Gerente de Activo, Tecnología e Innovación de Vista Energy, y Carlos Gilardone, CEO de Quintana Energy en el marco de Vaca Muerta Insights el evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía. Entre otros aspectos, los ejecutivos dialogaron sobre cuánto afecta a Vaca Muerta el escenario de precios altos.

Biondi destacó la manera con la que Vista Energy puede dar respuesta al actual momento de inestabilidad. En ese sentido, sostuvo que en este contexto «se pone en relevancia el concepto de seguridad energética. Nosotros tenemos un producto formidable para dar respuesta a esa necesidad. Con un tiempo de ciclo de 120 días, un período de repago de los pozos del orden de los dos años, tenemos flexibilidad para reaccionar y dar respuesta a estos entornos cambiantes”.

“El foco lo tenemos en la competitividad y la eficiencia, sobre todo si queremos mantener las tasas de retorno y dar respuestas cada vez más agiles a los períodos de inestabilidad. Un pozo nos costaba 14,1 millones de dólares en 2024, enfocamos a todo el equipo en 2025 y hoy nuestro costo de pozo a fin de año estuvo en torno a los 12,3 millones de dólares”, sostuvo.

“Es decir, generamos la respuesta sobre eficiencia y nos acoplamos claramente en poder absorber estos momentos de inestabilidad”, añadió Biondi.

“Nuestro ADN petrolero implica innovar y desafiarnos todo el tiempo. La respuesta que tenemos está basada en un inventario de más de 1300 pozos que nos permite ir eligiendo con holgura. Y tenemos 200 pozos en los que con innovación petrolera logramos, mirando el subsuelo, hacer las primeras perforaciones entre fallas. Es una zona muy compleja geológicamente, donde normalmente se perdería el desarrollo, pero nosotros nos pusimos el objetivo de poder concretar esos pozos”, contó el ejecutivo de Vista Energy.

“No solo pudimos superar el objetivo de realizar la construcción de esos pozos entre fallas, sino que perforamos los pozos torcidos y no como se venían haciendo las perforaciones con sentido norte-sur. Hoy esos 200 pozos están por encima del promedio de nuestra área principal, que es Bajada del Palo. Esto es un claro ejemplo de cómo incorporamos innovación en nuestro core. Para lograr esto trabajamos con un centro de monitoreo en tiempo real, donde se toman las decisiones”, afirmó Biondi.

Tecpetrol: con el foco puesto en la producción de gas

Por su parte, Ferreiro indicó que “en este momento Tecpetrol está enfocado en la producción de gas en Fortín de Piedra en la antesala de invierno, en la construcción de Los Toldos II, que es un proyecto que demandará US$ 2.500 millones de inversión, y la construcción de la planta de procesamiento”.

“Estamos desarrollando un proyecto green field que va a tener su puesta en marcha en junio de 2027 y estamos esperando construir las facilidades para poner en producción los pozos. No tenemos una posibilidad concreta de aceleración de este proyecto frente a este escenario de precios”, subrayó.

El ejecutivo de Tecpetrol adelantó que “Los Toldos II implica alcanzar una producción de 70.000 barriles diarios de petróleo (bdp) para junio de 2027. Vamos a invertir en 2026 y 2027 alrededor de US$ 3.100 millones. El proyecto total demandará una inversión de más de US$ 6.000 millones”.

Además, señaló que “en Los Toldos vamos a desarrollar los cuatro horizontes del proyecto en forma simultánea para evitar el efecto Parent – Child (interferencias de fracturas en pozos contiguos que provoca una pérdida de productividad). Vamos a perforar bajo un esquema de pad de 8 pozos y requiere un esfuerzo técnico y de capital muy relevante”.

También repasó que la petrolera lleva invertidos más de US$ 4.000 millones en Fortín de Piedra y alcanzaron una producción de casi 25 millones de metros cúbicos de gas.

Vaca Muerta: el takeover de Quintana Energy en 2025

Gilardone describió el salto que dio Quintana Energy el año pasado: “tuvimos un 2025 muy dinámico. Arrancamos haciendo el primer takeover del cluster Estación Fernández Oro. El 1° de julio hicimos el takeover de Mendoza Sur, que es la parte de El Portón, Los Chihuidos, Cañadón Amarillo y Altiplanicie del Payún. Y en diciembre estábamos haciendo el takeover de Cañadón León – Cañadón Seco en Santa Cruz. Esto significa que arrancamos el 2025 con 1.000 bdp y terminamos con 20.000 bdp el año”.

“En todo el año comenzamos primero poniendo la casa en orden. Luego bajamos el opex. En Estación Fernández Oro arrancamos con opex en enero (2025) de 34 dólares por barril equivalente (BOE) y en diciembre llegamos a 10,5 dólares y tenemos una proyección de ir a 9 dólares. En Mendoza fue difícil y arrancamos con casi 40 dólares de opex y hoy estamos en 18 dólares por BOE”, remarcó CEO de Quintana Energy.

“En Santa Cruz nos pasó algo similar, porque arrancamos con casi 40 dólares de BOE porque no hay gas y en tres meses de operación logramos reducirlo a casi un 20%. Nuestro foco es que todo lo que pueda hacer Quintana Energy lo hace Quintana Energy. Además, Planicie del Payún no estaba conectado, así que en tiempo récord hicimos un oleoducto de 20 kilómetros para conectarlo con Cañadón Amarillo para reemplazar el transporte por camión”, señaló.

Bajamos el opex a la mitad haciendo competir a nuestros proveedores y muy de la mano de los sindicatos, que tenemos que reconocer que nos están acompañando haciéndolos entender que esto es una transición hacia un nuevo proyecto en Mendoza que va a ser Vaca Muerta”, concluyó Gilardone.

Hub norte, reducción de emisiones y Mendoza, el futuro de Vaca Muerta

Ferreiro desató “el desafío en Vaca Muerta también pasa por el desarrollo del hub norte. Para que Vaca Muerta llegue a un millón y medio de barriles y la mayor cantidad de barriles incrementales van a venir del hub norte. Todas las áreas importantes están ahí”.

En tanto, Biondi hizo foco también en “el plan de reducción de emisiones, que este año estamos buscando estar por debajo de los 7 kilos de CO2 por BOB. Es un objetivo muy desafiante y de los más bajos en comparación con el estándar mundial. Para esto, tenemos iniciativas como trabajar en nuestra operación con bombas a gas en lugar diésel. El gas que utilizamos es el mismo gas que producimos en el campo, como por ejemplo Aguada Federal. Pero este sistema lo tenemos en todos nuestros pads. Tenemos el objetivo de llegar a 180.00 bdp en 2028 y más de 200.000 en 2030”.

Gilardone concluyó afirmando que “para 2027 tenemos un compromiso con la provincia de Mendoza de perforar dos pozos de 1.500 metros de rama lateral, pero creemos que podemos adelantarnos a ese objetivo y si el financiamiento nos acompaña. También tenemos que ponernos de acuerdo con YPF para compartir los gastos la movilización de equipos como el set de fractura como de perforación”.

, Roberto Bellato

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Vaca Muerta en la mirada de Sapag

Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina”, de reciente aparición es el libro escrito por Jorge Augusto Sapag, ex Gobernador de la Provincia de Neuquén, en el que reconstruye el itinerario de la transformación del yacimiento de clase mundial y donde analiza los desafíos políticos, económicos y tecnológicos que acompañaron cada etapa del proceso del que ha sido, a su tiempo, protagonista y testigo.

Pionero en ingresar y aprobar en Neuquén y en Argentina el sistema de producción de hidrocarburos con técnicas no convencionales, el autor examina con minuciosidad y genuina pasión los factores que hicieron posible el desarrollo de Vaca Muerta, los obstáculos estructurales que debió superar y las decisiones estratégicas que marcaron su consolidación, aportando una mirada tanto técnica como política.

“Vaca Muerta nació a pesar de una macroeconomía calamitosa y desquiciada. Su desarrollo es fruto del trabajo, la decisión y el coraje de miles de hombres y mujeres que abrazaron este desafío. Irónicamente, ha llegado a convertirse hoy en una herramienta central para encauzar la economía argentina, generar divisas y asegurar estabilidad”, asegura Sapag en la introducción del libro.

El autor, nacido en Zapala, Neuquén, en 1951, abogado egresado de a UCA y especializado en Producción, Minería, Derecho Administrativo y Consultoría Empresarial remarca que “su riqueza se mostrará con plenitud si se toman las decisiones acertadas en el presente y el futuro. De estos aciertos dependerá que la riqueza derrame en desarrollo económico inclusivo y sustentable sobre Neuquén y toda la República”.

En el prólogo del libro, Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group, afirma que la escala de producción y reservas de Vaca Muerta “nos genera nuevos desafíos, pero también oportunidades, especialmente en un contexto de transición energética global. Vaca Muerta es una realidad. Pero si algo nos enseña este libro es que esta realidad debe seguir construyéndose todos los días con esfuerzo, creatividad y una justa medida de osadía”.

En los distintos capítulos del libro, se repasan aspectos administrativos, regulatorios, comerciales y técnicos vinculados al desarrollo de Vaca Muerta, y sobre todo las experiencias humanas, los esfuerzos y logros de las personas involucradas en la tarea que logró cambiar la matriz energética de la Argentina.

Vaca Muerta. Tesoro y Faro para la Argentina”, despliega uno de los mejores escenarios de reflexión y diálogo sobre el futuro energético, la soberanía nacional, la viabilidad económica y el desarrollo sostenible de la promisora producción de hidrocarburos en nuestro privilegiado territorio. Un escenario crucial en las encrucijadas del presente.

En la expresión de Jorge Augusto Sapag la intención de la publicación es “que estos relatos aporten conocimiento, anhelos, experiencias y normas; que sirvan para desbaratar relatos erróneos y para compartir la historia vívida de Vaca Muerta y de mi querida provincia”

El libro fue editado por Sidera y está disponible en las principales librerías del país pudiendo adquirirse de manera on line a través de www.librum.com.ar

Vaca Muerta

“Actualmente, detalla el libro, es habitual comparar a Vaca Muerta con la cuenca de Permian, la formación con mayor actividad en Estados Unidos, considerada la meca de la explotación no convencional. Vaca Muerta y otros yacimientos no convencionales como Molles, convierten a la provincia de Neuquén en la segunda reserva más grande de gas no convencional después de China y la cuarta reserva más grande de petróleo no convencional a nivel mundial, detrás de Rusia, Estados Unidos y China”.

En materia de gestión la publicación remarca que “la provincia de Neuquén, desde 2013 hasta 2025, período comprendido por la gestión de tres gobernadores, ha otorgado 51 concesiones de desarrollo de no convencional, que cubren 11.000 de los 30.000 kilómetros cuadrados de Vaca Muerta y tienen un compromiso de inversión del orden de los 215.000 millones de dólares, la cifra más importante de la historia argentina comprometida en una sola provincia”.

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María Tettamanti: “Meterse en los mercados a regular precios o prohibir exportaciones es matar la gallina de los huevos de oro”

«El Estado tiene que dejar que el privado gestione», aseguró Tettamanti.

“Meterse en los mercados a regular precios o a prohibir exportaciones es matar la gallina de los huevos de oro y nosotros no lo vamos a hacer”, aseguró la secretaria de Energía María Tettamanti al ser consultada en el Vaca Muerta Insights sobre cuál va a ser la reacción del gobierno frente al impacto que puede provocar sobre los precios la guerra en Medio Oriente. Además, la funcionaria remarcó la necesidad de atraer nuevas inversiones, explicó por qué se extendió el RIGI al upstream y detalló los cambios que se han ido impulsando en el mercado de transporte de gas.

El impacto de la guerra en Medio Oriente

Tettamanti sostuvo que en el gobierno por ahora ven el impacto de la guerra como “un fenómeno transitorio” y remarcó que el gobierno no va a intervenir para corregir precios. Es un fenómeno transitorio que, como bien decía Horacio (Marín), las empresas van a tener que gestionar y el sector se va a tener que, digamos, autorregular para ver cómo maneja esta coyuntura. Es muy importante para nosotros mantener nuestra política”, remarcó.

“Nosotros tenemos que aprovechar la potencialidad que tiene toda la Argentina, en particular el sector energético, Vaca Muerta. Las políticas son muy claras: el Estado tiene que dejar que el privado gestione. Nosotros iniciamos un camino, que lo inició el Gobierno Nacional, de dar seguridad jurídica, estabilidad macroeconómica y desregulando también en el sector. La seguridad jurídica es fundamental. No te tenés que asustar por algo que pasa, hay que gestionarlo, y lo tienen que gestionar los privados. Nosotros no vamos a tomar una medida desde el Gobierno de ningún tipo para meternos en los mercados”, agregó.

A la secretaria de Energía le preguntaron sobre la posibilidad de hacer una excepción en un contexto de guerra como el actual e insistió con su planteo. “Uno lo que no tiene que hacer es repetir los errores del pasado. Cuando el Estado regula precios y fija precios máximos, lo que genera es escasez. Entre 2010 y 2015, con un precio del Brent de 135 dólares por barril a valores de hoy la producción rondaba los 550.000 barriles porque el gobierno se metía en los mercados y topeaba. Hoy, aún con los precios que venían más bajos, superamos los 880.000 barriles diarios. Eso es pura lógica. Vos dejás que el mercado funcione y el mercado invierte y produce. Entonces, meterse en los mercados a regular precios o a prohibir exportaciones es matar la gallina de los huevos de oro y nosotros no lo vamos a hacer”, reitero.

Necesidad de atraer nuevas inversiones

Tettamanti reconoció que para que el desarrollo petrolero escale fuerte sus niveles de producción es necesario que Argentina sume nuevas empresas a Vaca Muerta.  “Como bien decía el gobernador, la roca Vaca Muerta tiene un potencial enorme. Para desarrollar y producir esa roca necesitás mucha inversión y con el capital nacional no te va a alcanzar. Argentina necesita atraer capitales de afuera y para eso se necesita generar mucha confianza y por eso es tan importante para generar confianza y poder ser consistente entre lo que uno dice y lo que uno hace, primero, y sostener lo que uno está diciendo y lo que está haciendo en el tiempo porque es la única forma”.

Luego reconoció que la desconfianza permanece y aseguró que no solo entre los inversores extranjeros sino entre los propios argentinos. “El riesgo de volver al pasado los argentinos todavía lo tenemos muy a flor de piel. Y a mí me parece que eso puede generar un círculo vicioso. O sea, si nosotros no estamos convencidos, no vamos a convencer a los de afuera, si no estamos convencidos de que la Argentina esta vez realmente cambia en serio, esto no va a cambiar”, remarcó.

Luego insistió con que no van a intervenir precios. “El Gobierno Nacional ha hecho un esfuerzo enorme y lo sigue haciendo para mantener las políticas macroeconómicas con estabilidad, que es lo que te garantiza no tener que intervenir después en la micro. Y no es que vos necesariamente tengas que intervenir en la micro cuando se te desequilibra la macro, pero los políticos lo hacen. Cuando hay un desequilibrio macroeconómico, lo primero que hacen es intervenir precios y eso es lo que te destruye los mercados. Acá los mercados tienen que funcionar. De nuevo, es importantísimo que venga inversión extranjera, es absolutamente necesario y para eso necesitas generar confianza y ser muy coherente con las políticas que estás implementando.

La aplicación del RIGI al upstream

–¿Por qué se tomó la decisión de sumar el upstream petrolero al RIGI? –le preguntaron a Tettamanti.

–Lo ha dicho el Presidente de la Nación y yo coincido, las condiciones que te ofrece el RIGI para invertir deberían ser la generalidad, no la excepción. Ahora, ¿qué pasa? Nosotros tenemos un problema muy grande que es el déficit fiscal. Y se pueden comprometer recursos del fisco para todas las inversiones. Entonces, esto va de a poco. Primero salió la ley. Fue impulsado por este Poder Ejecutivo, pero fue votado por el Congreso dentro de la Ley Bases, donde sale el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones. Ahora se agrega un capítulo más que son para inversiones en el upstream, que al principio no estaban previstas. Eso es porque la Argentina necesita de nuevo darle al inversor una previsibilidad tributaria, legal, regulatoria, institucional. Entonces, estás generando eso para inversiones que son muy grandes, que son de muy largo plazo y que son absolutamente necesarias para que el inversor se anime a venir. Ojalá algún día ni haya que aprobar un RIGI y que los impuestos sean más bajos para todos, que todos confiemos en que acá hay seguridad jurídica, estabilidad regulatoria. Apuntemos a que eso vaya gradualmente a ser la regla.

La desregulación del mercado del gas

Tettamanti fue consultada sobre la desregulación que se está impulsando en el mercado del gas y para explicar los cambios la funcionaria comenzó realizando un diagnóstico de cómo se fue modificando ese mercado durante las últimas décadas. “En la Argentina se construyeron en su momento grandes gasoductos de acuerdo a dónde estaba la disponibilidad de gas en las distintas cuencas. En el norte, estaba el Gasoducto Norte, en Neuquén se construyeron el Gasoducto Centro-Oeste, el NEUBA-1, luego el NEUBA-2, y en el sur el Gasoducto San Martín. Esas eran las venas que traían todo el gas a los grandes centros de consumo. La producción de gas fue decayendo en distintas cuencas y hoy tenemos gasoductos sin gas. Ahora, como durante 20 años no se cumplió cabalmente el marco regulatorio, porque el Estado intervino mucho, toda esa situación que no fue de un día para el otro, no se fue arreglando de a poco. Entonces, llegaste a un punto que es el que llegamos, en el que nos quedamos sin gas del norte, sin gas del sur, con mucho gas en Neuquén, y sin una capacidad de transporte para llevar ese gas de Neuquén, que tiene que reemplazar el gas que no está en el norte o que no está en el sur, a las zonas de consumo. Entonces, primero se le dio una solución física, que fue la construcción del gasoducto Perito Moreno. Y ahora se va a completar y ampliar con la iniciativa privada de TGS. Ahora, contractualmente eso no se solucionó. Las distribuidoras de gas del norte y del sur tienen contratada capacidad del norte y del sur, pero no hay gas suficiente y hay que asegurar la provisión de la demanda prioritaria porque es lo que dice el marco regulatorio”, remarcó Tettamanti.

Luego la funcionaria detalló lo que han estado haciendo para adecuar la regulación a los cambios mencionados. “Nosotros lo que hicimos fue primero, trabajando con una consultora que hizo una simulación de todo el sistema físico y con el apoyo de las transportistas, fue validar los números. Con eso se hizo una reasignación de los contratos de transporte de las distribuidoras y el que tiene Cammesa con Enarsa en el Perito Moreno. Reasignamos las capacidades de transporte. O sea, en definitiva, todas las distribuidoras van a tener para su demanda prioritaria un transporte firme, contratado de la cuenca donde hay gas, que es Neuquén, y la parte que tiene del sur. O sea, la parte de las distribuidoras que tienen una parte de su transporte del sur, donde hay gas, eso se va a respetar”, detalló.

Tettamanti también puso el foco en los cambios que involucran a Cammesa y Enarsa. “Recordemos un poco cómo fue la historia. Una vez que se decide la construcción del Perito Moreno, se instruye a Cammesa y Enarsa a firmar un contrato. ¿Por qué? Porque en ese momento había gas en Bolivia para abastecer a las distribuidoras con gas del norte, trayéndolo por el Gasoducto Norte, y lo que se quería y lo que se estaba viendo es que lo que faltaba era gas para generación. Entonces, se decidió que lo compre Cammesa. Ahora, después, como nos quedamos sin el gas de Bolivia, en la práctica, en el invierno, que es cuando escasea más el transporte, por instrucción de la Secretaría, ese transporte del Perito Moreno físicamente se dedicó y se destinó a abastecer la demanda prioritaria de Gas Norte, del Centro y de Litoral. Entonces, ahora lo que estamos haciendo es un poco como sincerar en los contratos, en las contractualizaciones, la realidad física del sistema. Entonces, salió una resolución de la Secretaría que, en base a este estudio técnico que se hizo con la consultora, se instruye a Enargas a reasignar las capacidades de transporte firme de las distribuidoras. Se instruye a Cammesa y Enarsa a rescindir el contrato que hoy tienen vigente. Enarsa le tiene que vender esa capacidad a las distribuidoras, en las cantidades que está establecido en la resolución. El Enargas va a llamar ahora a una consulta pública, que tiene que dar unos 15 días corridos para recibir los comentarios, y transcurridos esos 15 días, dictará las resoluciones definitivas en las que instruirá el cambio en la contractualización. Todo esto está hecho en el marco de una extensión de la emergencia de transporte y distribución, que dictó un decreto de necesidad de urgencia recientemente, que rige hasta fines de 2027. Nosotros lo que decimos es, bueno, mínimamente hasta fines del 27, esos nuevos contratos tienen que regir. Ahora, si las distribuidoras y las transportistas se ponen de acuerdo y quieren contratar a mayor plazo, por supuesto, porque además tienen la obligación de garantizar el suministro. Las distribuidoras tienen que contratar transporte y gas”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

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Argentina Rocks lanza talleres técnicos especializados para la industria minera en Mendoza

La propuesta apunta a profundizar conocimientos en áreas consideradas estratégicas para la exploración mineral, con la participación de especialistas de trayectoria internacional

En el congreso Argentina Rocks 2026 se desarrollará un programa de talleres técnicos orientado a profesionales, docentes y estudiantes vinculados a la industria minera. La propuesta apunta a profundizar conocimientos en áreas consideradas estratégicas para la exploración mineral, con la participación de especialistas de trayectoria internacional.

Las actividades se llevarán a cabo en el Hotel Sheraton Mendoza los días 26 y 29 de mayo, en la antesala y cierre del evento principal —previsto para el 27 y 28—, con el objetivo de facilitar la asistencia de los participantes.

Talleres técnicos especializados

El martes 26 de mayo se dictarán dos de los módulos. Por un lado, el Dr. Jeffrey Hedenquist abordará las variaciones de depósitos epitermales de oro y plata, su relación con los sistemas de pórfidos de cobre y las principales guías de exploración en la región andina y patagónica. Ese mismo día, el Dr. Federico Cernuschi estará a cargo de un taller centrado en geoquímica aplicada a la exploración mineral, con foco en herramientas de precisión para la identificación de nuevos objetivos.

El ciclo continuará el jueves 29 de mayo con otros dos encuentros. La Dra. Laura Giambiagi presentará metodologías de geología estructural aplicadas a la exploración, con énfasis en el rol de los controles tectónicos en la formación de yacimientos. Finalmente, el geólogo José Perelló ofrecerá una exposición sobre aspectos prácticos de la geología de pórfidos de cobre, uno de los modelos más relevantes para la región.

El objetivo del congreso

Desde la organización destacaron que la iniciativa busca complementar el congreso con instancias de formación técnica avanzada. “La presencia de estos especialistas en Mendoza representa una oportunidad académica y profesional en la región”, señaló Camila Díaz, Communications Manager de Latin Rocks. Según indicó, el objetivo es no solo promover vínculos dentro del sector, sino también contribuir al desarrollo de capacidades técnicas.

Las inscripciones para los talleres ya se encuentran abiertas a través del sitio oficial del evento. La organización habilitó una tarifa promocional “Early Bird” vigente hasta el 17 de abril, con valores diferenciados para el público general y para estudiantes y docentes. Asimismo, se informó que los cupos son limitados debido al carácter especializado de las sesiones. Inscripción abierta con tarifa promocional “Early Bird” hasta el 17 de abril, con cupos limitados.

, Redaccion EconoJournal

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Marín sobre la crisis en Medio Oriente: «El petróleo a 100 dólares es un cisne negro, pero es un efecto transitorio»

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, consideró este martes que el impacto del conflicto en Medio Oriente es un «cisne negro» para la industria petrolera global, aunque ratificó que la compañía mantiene su hoja de ruta estratégica sin alteraciones. Ante la volatilidad del precio del barril, el directivo consideró que es una «situación transitoria» y descartó que la actual escalada internacional codicione el programa de inversiones de la compañía o la política de precios en los surtidores locales.

«Yo creo que esto es transitorio. Cuando habia opiniones que decían que el preci iba a estar bajo nos preparamos para no tener que cambiar el programa de inversión«, explicó Marín al participar en el Vaca Muerta Insights que organizó EconoJournal y La Mañana de Neuquén. El ejecutivo fue enfático al señalar que una guerra funciona como un «cisne negro para los precios de la industria, pero en YPF no especulamos y mantenemos un acuerdo honesto y moral con la gente».

En cuanto a la política comercial en los surtidores, Marín detalló el mecanismo técnico utilizado para evitar traslados bruscos de la volatilidad internacional al mercado interno. «Nos ubicamos al día previo a la guerra, y teníamos una situación dada en los precios. No aumentamos margen, solamente trasladamos el impacto real que tienen las arcas de YPF los aumentos que nos están generando las compras de petróleo«, explicó.

Bajo esta premisa, subrayó que la petrolera estatal actúa bajo una lógica de transparencia sin recurrir a esquemas de subsidios insostenibles. «Si hay un cambio, eso es lo único que trasladamos. Nosotros solamente trasladamos el impacto, porque lo que no tiene que hacer YPF es que subvencionemos a todos los consumidores. Como YPF tiene una situación muy buena de ese tipo, se traslada el mínimo. Estamos haciendo un acuerdo honesto y moral con los consumidores», concluyó.

Respecto a la posibilidad de acelerar la actividad en la Cuenca Neuquina para capitalizar los precios internacionales, el directivo Marín consideró que «Adelantar por el efecto transitorio no tiene sentido, de cualquier manera no lo podemos hacer tampoco por cuellos de botella«. En ese sentido, señaló que la industria enfrenta restricciones físicas y de infraestructura que impiden una reacción inmediata, por lo que la compañía opta por sostener su planificación original para evitar ineficiencias operativas.

Marín también precisó, al respecto, que el cumplimiento de las metas de extracción para YPF requiere de una visión de largo plazo que trascienda la coyuntura: «Este año vas a ver un primer semestre más flat, entre 200.000 y 210.000 barriles por día, y después agarrate porque a fin de año vas a ver 250.000 barriles«, anticipó sober las proyecciones de la compañía para este año que invertirá los US$6.000 millones.

El Project Finance para el GNL

La proyección estratégica de la compañía tiene como eje central la monetización de las reservas de gas a través del proyecto de GNL, cuya estructuración financiera comenzará formalmente en las próximas semanas. «El project finance que vamos a hacer para la Argentina en el GNL es el más grande de la historia de Latinoamérica, desde México para abajo, nunca se logró uno igual«, destacó el directivo al confirmar que el primero de mayo se iniciará la confección de los documentos para el esquema de financiamiento bajo la asesoría de JP Morgan.

«El proyecto de GNL que nosotros armamos es extremadamente robusto a precios muy bajos. Es rentable y muy potente«, aseguró Marín al enfatizar la solidez técnica del plan para garantizar la rentabilidad incluso ante fluctuaciones de los precios internacionales. También desmintió versiones sobre un acuerdo con el Banco Santander por US$8.000 millones, al aclarar que el FID recaerá en un consorcio de instituciones: «El advisor es JP Morgan y los bancos van a decidir si quieren invertir o no; es una decisión privada y de negocios, no es que ya está arreglado».

En otro momento de la charla, Marín afirmó que la transformación del portfolio operativo resultó en una mejora sustancial de los indicadores financieros, impulsada por la salida de los yacimientos convencionales. «Bajamos muchísimos costos. Hoy de convencionales estamos en menos de 30.000 barriles, cuando yo tomé YPF estábamos en 160.000. Ese cambio, para los accionistas, representó US$1.300 millones de ganancia adicional solamente por haber hecho el reemplazo por no convencionales», detalló.

Bajo esta lógica de optimización, el directivo proyectó que, una vez completada la salida de los activos maduros remanentes, la empresa alcanzará niveles de eficiencia inéditos para la región. «La idea es ser puro no convencional integrado. Deberíamos estar con un ‘all cost’ de entre siete y ocho dólares por barril. Somos una compañía que genera 22,5 dólares por barril adicionales; esa ganancia nos hace imbatibles en el mercado», concluyó respecto a la solidez del modelo de negocios.

Costos y oligopolio de los servicios

Finalmente, Marín volvió a referirse a la falta de competencia genuina entre las empresas de servicios que operan en el sector al revelar que al analizar los contratos vigentes, se encontró con esquemas de precios que se mantenían inalterados y coordinados. «Venían las propuestas y estaban todas iguales hace dos años. Son un oligopolio y no es de casualidad, era todo igual con los mismos números«, disparó el ejecutivo sobre la inercia de la cadena de valor.

«¿Cómo romper un oligopolio? Con competencia. Bajamos muchísimos los precios a valores lógicos y tengo que agradecer a las compañías internacionales porque se pusieron en valores absolutamente honestos y morales como corresponden a nuestra actividad«, afirmó Marín. El objetivo final, según explicó, es que la rentabilidad del sector surja de la productividad y no de costos inflados: «Ahora vamos a ir por más; tenemos que hacer mucha plata con productividad, no con precios exorbitantes«.

El directivo también planteó la necesidad de una reforma profunda en la cultura de los contratos para alinear los intereses de las petroleras con los de sus proveedores. «Quiero cambiar las formas de contratos en la industria petrolera porque están equivocadas. Un proveedor cuando más ineficiente es más plata lleva, la ineficiencia de las compañías se la come la petrolera. Hay que encontrar la forma contractual donde si vos sos más eficiente, más ganes», sostuvo sobre el nuevo paradigma.

Como cierre de su visión estratégica, el titular de YPF vinculó esta búsqueda de eficiencia con la viabilidad de la Argentina como exportador de energía a escala global, compitiendo de igual a igual con potencias como Estados Unidos. «En el crecimiento todas las ineficiencias se pueden esconder, pero cuando estemos en el plateau tenemos que ser eficientes«, concluyó. Bajo esta premisa de productividad extrema, Marín ratificó la meta de que el sector energético logre exportaciones por US$45.000 millones anuales para 2031.

, Redaccion EconoJournal

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NAO refuerza la preparación ante emergencias y la confiabilidad operativa en Plaza Huincul

La compañía realizó una jornada de trabajo con el cuartel de Bomberos Voluntarios de Plaza Huincul

La empresa New American Oil (NAO), empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos vinculados a la operación energética, informó una serie de acciones orientadas a fortalecer la seguridad, la respuesta ante contingencias y la continuidad operativa en su planta ubicada en Plaza Huincul. Las iniciativas incluyeron instancias de capacitación conjunta, revisión de procedimientos y tareas de mantenimiento sobre equipos clave.

La compañía realizó una jornada de trabajo con el cuartel de Bomberos Voluntarios de Plaza Huincul. Durante el ejercicio se plantearon distintos escenarios de contingencia y se puso a prueba la coordinación entre brigadas externas y equipos internos de EHS/Seguridad y Producción. Según indicaron, la actividad permitió verificar recursos disponibles, revisar procedimientos y evaluar tiempos de respuesta, además de identificar oportunidades de mejora en el plan de emergencias.

Preparación ante emergencias

En paralelo, NAO avanzó en la readecuación del rol de emergencias dentro de la planta. Los cambios apuntan a optimizar los procesos de toma de decisión y ejecución ante incidentes, reforzar la comunicación y mejorar la preparación de los equipos en cada turno. Esto incluyó la actualización de protocolos, checklists, señalética y la disponibilidad de kits en áreas consideradas críticas.

En términos operativos, la empresa llevó adelante una parada programada de mantenimiento general los días 4 y 5 de febrero. Las tareas estuvieron enfocadas en sostener la disponibilidad de equipos y reducir el riesgo de interrupciones no planificadas. Durante ese período se intervinieron hornos y otros sistemas mediante trabajos de limpieza, extracción y montaje de componentes, así como pruebas hidráulicas.

De acuerdo con la compañía, estas acciones forman parte de una estrategia integral orientada a mejorar la confiabilidad de las operaciones y reforzar las condiciones de seguridad en planta. “La seguridad no se declama: se entrena, se estandariza y se mejora con participación de todos, para cuidar a las personas y sostener la operación”, señalaron desde NAO.

Datos clave

  • Jornada conjunta con Bomberos Voluntarios de Plaza Huincul para coordinación operativa y evaluación de tiempos de respuesta.
  • Readecuación del rol de emergencias con actualización de protocolos, checklists y señalización.
  • Parada de mantenimiento programada (4 y 5 de febrero) con intervenciones en equipos como H-101, H-102, E-201, D-201 y E-203, entre otros.

, Redaccion EconoJournal

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El RIGI, clave en los procesos de inversión de las petroleras internacionales en Vaca Muerta

Vaca Muerta Insights: el panel de petroleras internacionales contó con representantes de Chevron y TotalEnergies

Representantes de Chevon y TotalEnergies, dos de las principales compañías productoras de hidrocarburos del mundo con presencia en la Argentina, resaltaron la importancia que el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) tiene en las posibilidades de inversión que están considerando en el país y especialmente en Vaca Muerta.

En el marco del panel que compartieron en el Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LMNeuquén y Más Energía, Ana Simonato, Country Manager de Chevron en la Argentina, Sergio Mengoni, director de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, ponderaron al RIGI como herramienta central en sus procesos de evaluación de inversiones en el país.

Además, subrayaron el rol que Argentina puede llegar a tener en los mercados internacionales como exportador de energía y con independencia de eventos que sacuden el comercio energético, como la actual guerra en Medio Oriente.

El RIGI, clave en los procesos de inversión de las petroleras internacionales

Ana Simonato, Country Manager de Chevron en la Argentina.

La Country Manager de Chevron en la Argentina, Ana Simonato, destacó que la previsibilidad económica, las políticas de libre mercado, la estabilidad regulatoria y la libre circulación de capitales son los factores centrales que consideran en la empresa a la hora de tomar decisiones finales de inversión en cada país.

En ese sentido, Simonato destacó al RIGI como una herramienta que lleva al país por ese camino. “El RIGI especialmente para la parte de upstreamnos hace competitivos y ofrece un marco jurídico de estabilidad y previsibilidad a largo plazo para las inversiones”, dijo Simonato.

La petrolera norteamericana está analizando inversiones bajo el paraguas del régimen de inversiones sancionado por la Ley de Bases en 2024 y que desde 2025 aplica también a nuevos desarrollos de upstream.

«Chevron está evaluando los posibles escenarios debajo de la estrategia del RIGI para aplicar en los activos que tenemos. Estamos comprometidos a trabajar con todos nuestros socios para desarrollar el potencial de nuestros activos», añadió la representante de Chevron en el país.

Por su lado, el director de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, evaluó que el RIGI seguirá ayudando a aprobar proyectos en el país.

La compañía francesa, principal operadora privada de gas natural en el país, también está mirando proyectos de petróleo en Vaca Muerta para presentar al RIGI. «Junto con nuestros socios estamos trabajando con la provincia (de Neuquén) para avanzar en un proyecto de petróleo y seguir diversificando el portafolio», adelantó Mengoni.

Más allá de Vaca Muerta, el representante de TotalEnergies también señalizó la importancia de la producción convencional de hidrocarburos.
«Ademas del RIGI tenemos que seguir trabajando también en los incentivos al convencional, no hay que poner todos los huevos en una sola canasta», ponderó.

La importancia de Argentina más allá de la guerra en Medio Oriente

Sergio Mengoni, de TotalEnergies: «Argentina es un pais muy importante para la compañía«.

La guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán llevó a un colapso en el tránsito comercial y energético por el estrecho de Ormuz, una arteria clave para el suministro energético global y especialmente de Asia. En ese sentido, desde Chevron y TotalEnergies ponderaron la importancia de la Argentina a medida que va elevando su perfil como país exportador de hidrocarburos.

Mengoni señaló que la estrategia de TotalEnergies de diversificar su producción a lo largo del mundo permitió amortiguar el impacto de la crisis en Medio Oriente, que actualmente afecta a alrededor de un 15% de su producción global de hidrocarburos.

En esa línea, la Argentina seguirá siendo un país importante en la mirada de largo plazo de la compañía francesa. «Lo que ocurre en Medio Oriente afecta realmente el corto plazo pero no va a impactar drásticamente en decisiones de inversión de manera importante. Argentina es un país muy importante para la compañía y es parte de lo que estamos viviendo en Medio Oriente gracias a la estrategia de diversificación del portfolio. Tenemos que cerrar algunos campos en Medio Oriente pero hoy estamos en África, en Argentina y en distintos lugares», dijo Mengoni.

Por su parte, la Country Manager de Chevron enfatizó que la demanda mundial de petróleo y gas seguirá en aumento, incluso en este año. «Esas demandas seguirán creciendo y tenemos que tener negocios que sean eficientes y esten adaptados a la volatilidad de cualquier mercado«, analizó.

La petrolera estadounidense desembarcó en Vaca Muerta en 2013 a partir del desarrollo de Loma Campana junto a YPF. «Creemos en el recurso de Argentina y en su gente, y en el papel que tendrá en el largo plazo en los mercados energeticos mundiales», sintetizó Simonato.

, Redaccion EconoJournal

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Rolando Figueroa: “Estamos trabajando con el ministro Sturzenegger para que el derecho de importación de los bienes de capital sea 0%”.

Figueroa remarcó las obras que viene llevando adelante la provincia para apuntalar el desarrollo de Vaca Muerta.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, remarcó las obras que viene llevando adelante la provincia para apuntalar el desarrollo de Vaca Muerta y destacó una serie de medidas que se han tomado para incentivar la producción en la formación no convencional. Además, puso el foco en distintas medidas destinadas a potenciar aún más la actividad. “Estamos trabajando con el ministro Sturzenegger para ver si podemos lograr que el derecho de importación de los bienes de capital sea 0%”, aseguró en la apertura de Vaca Muerta Insights, evento organizado por EconoJournal, LMNeuquén y Más Energía.

La evaluación de Figueroa sobre Argentina Week

El gobernador comenzó su intervención destacando que en la actualidad se vive “un ambiente muy propicio para las inversiones” y destacó puntualmente el evento Argentina Week organizado por el gobierno nacional en Nueva York. “El evento organizado por la Cancillería no tiene precedentes. Fue muy importante”, afirmó.

“Todas las exposiciones tuvieron una asistencia plena, siempre quedaba gente afuera de los distintos lugares en donde se desarrollaban, pero además generaron toda una agenda bilateral muy ejecutiva. Las consultas son: ¿cómo está Argentina? ¿qué pasa en Argentina? ¿por qué ahora sí? Creo que ahora es el momento, se ha dado toda una sinergia entre los distintos actores de la gente de la industria, los Estados nacional y provinciales que nos posiciona en un lugar preferencial”, agregó.

Figueroa también cuestionó las críticas que recibió Argentina Week.  “Cuando salimos al mundo a buscar inversiones es importante que el mundo nos vea consolidados y si nosotros tratamos de decir que esto estuvo malo y en realidad fue bueno, y la verdad que nos da bronca por toda la gente que trabaja para que las cosas se puedan dar”, sostuvo.

Figueroa también destacó la oportunidad para avanzar con el desarrollo del GNL. “Ya estamos pensando en el GNL, yo siempre rescato la figura de Horacio (Marín, CEO de YPF), porque Horacio cuando comenzó parecía que estaba hablando en soledad del GNL y ahora ha tomado otros ribetes, es otra realidad, nos da otro tipo de horizonte a toda la industria, pero no es nuevo esto de cuando la gente quiere meterle para adelante, siempre parece que hay gente que quiere que las cosas fracasen”, remarcó.

“La provincia en toda la historia, ha hecho 1.200 kilómetros de pavimento, nosotros en dos años estamos haciendo 800″, dijo Figueroa.

El RIGI para el upstream petrolero

Figueroa también fue consultado sobre la decisión del gobierno nacional de extender los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) al upstream petrolero.

–¿Fue una propuesta que hizo la gobernación? –le preguntaron.

–Nosotros somos un país tomador de precios, y como tomador de precios tenemos que saber que tenemos que ser muy competitivos, y para ser muy competitivos es importante tomar todas las herramientas que tienen los gobiernos para poder propiciar ese desarrollo. Entonces, la posibilidad de llevar la alícuota del impuesto a la renta, lo mismo que tiene los Estados Unidos, la posibilidad de generar la amortización acelerada, la posibilidad también de tomarse el IVA, son acciones específicas que tomó el Estado Nacional para que esto pueda resultar viable.

Luego Figueroa puso el foco en las medidas que vienen. “Estamos trabajando con el ministro Sturzenegger para ver si podemos lograr que el derecho de importación de los bienes de capital sea 0%. Nosotros necesitamos muchas inversiones para acelerar Vaca Muerta. Tenemos un tiempo para poder extraer todo lo del subsuelo y monetizarlo, y lo tenemos que acelerar, no solo trayendo inversiones, sino también armando todo acá como para poder ser competitivos”, insistió.  

Nuevas licitaciones en Vaca Muerta

–¿Hasta dónde Gas y Petróleo puede evaluar quirúrgicamente por ahí licitar algún área más? –le preguntaron a Figueroa.

— El 19 de agosto vamos a salir a licitar áreas. Están muy medidas con GyP y, de hecho, eso es lo que ha generado tanto interés. –respondió sin dar mayores detalles.

Luego respaldó el trabajo de su equipo. “Tenemos un gran equipo en Energía. De hecho, ha sido el equipo que más empujó la pluma para escribir la Ley Bases en el capítulo de hidrocarburos. El 70% ha sido redactado por el equipo de la Provincia del Neuquén, con lo cual sabemos muy bien hacia dónde estamos yendo y qué es lo que queremos para la provincia”, dijo.

FIgueroa habló ante un auditorio lleno.

Desarrollo de la provincia de Neuquén

Figueroa dijo que el objetivo de su gestión es que el desarrollo de Vaca Muerta mejore la calidad de vida de Neuquén. “El objetivo nuestro es que el neuquino viva mejor. Para que el neuquino viva mejor tienen que pasar muchas cosas y por supuesto que le tiene que ir bien a toda la industria, porque somos socios con distintos objetivos. Teniendo muy en claro que Vaca Muerta es sólo una roca. Eso lo marco mucho porque seguramente todos los que están presentes y la gente que nos mira desde otro lugar dice “bueno, ustedes tienen Vaca Muerta”, como si fuera la solución de todo, y en realidad es una condición necesaria la roca, pero no es una condición suficiente”, subrayó.  

El gobernador destacó después todas las obras que están llevando adelante desde la provincia. “Nosotros tenemos muy en claro que un cuello de botella es todo lo que rodea a Añelo. Ahora la industria se va a trasladar un poco hacia el norte, y también hay un hub sur que se va a desarrollar con el GNL, entonces tenemos que contemplar todo un desarrollo importante de la infraestructura. Entonces comenzamos a trabajar primero por el ingreso al norte de la provincia, la Ruta 6, que le va a permitir a la industria ahorrar mucho en el traslado de arenas, son 400 kilómetros menos entre ida y vuelta que tienen que abonar las empresas, y a su vez comenzamos a facilitar la transitabilidad en distintos lugares. Primero, la Circunvalación Añelo, que es este primer fideicomiso que se firmó, en donde también la provincia ejecuta gran parte de esa obra, la provincia la está terminando ya. Después, por otro lado, creemos que es fundamental la Ruta 8 hasta Rincón de los Sauces, toda la pavimentación hasta Rincón de los Sauces, es decir, que se va a poder entrar a Rincón por el norte y desde Neuquén por la 8, y también una ruta muy importante que es la continuación de la Ruta 51 de Mari Menuco hasta la Ruta 17, que eso nos va a permitir todos los que vayan desde Neuquén pasando a Añelo, puedan tomar ese camino, como asimismo la ruta del GNL, específicamente las áreas que está trabajando la provincia con YPF para poder tenerlas, va a tener una salida fluida por esa ruta, como asimismo mejorar toda la Ruta 7 desde el ingreso a la provincia de Neuquén hasta Añelo”.

Una vez detalladas las distintas obras, remarcó el impacto en términos agregados. “La provincia en toda la historia, ha hecho 1.200 kilómetros de pavimento, nosotros en dos años estamos haciendo 800. Y estamos repavimentando otros 600. La inversión es muy importante, son inversiones onerosas, pero la verdad que generan una externalidad positiva muy interesante para todo el desarrollo de la economía. Y en esto estamos mirando el desarrollo integral de la provincia, pero por supuesto también focalizándonos en este prefinanciamiento que estamos llevando adelante con las operadoras en la región Vaca Muerta”, declaró.

El impacto de la migración en la provincia

El desarrollo de Vaca Muerta está atrayendo a Neuquén trabajadores de distintas partes del país. “El año pasado en la provincia de Neuquén nacieron 6.000 chicos y se mudaron 21.000 personas. Quiere decir que tenemos multiplicado el crecimiento vegetativo de la población de Neuquén por 3,5, con el fenómeno migratorio. Solo en chicos en edad escolar, el año pasado fueron 4000 que se han mudado a la provincia. Eso al Estado Provincial nos demanda 160 aulas en un año”, dijo Figueroa y luego volvió a poner el foco en la inversión provincial para hacer frente a esta demanda creciente.  

“El gobierno nacional estabilizó la economía, estabilizó la macro, pero fijó unas reglas de juego claras al afirmar que no va a realizar obras. Entonces, nosotros no podemos mirar para otro lado las obras. ¿Quién haría las obras de toda esta gente que se necesita? ¿Qué pasaría en Neuquén si el Estado no está presente? ¿Qué pasaría en Neuquén si no existiera paz social, si no existiera sustentabilidad social, si no cuidáramos el ambiente? Entonces, creo que el Estado tiene que invertir mucho ahí y tiene que transformar también los programas de estudio como lo estamos haciendo. De hecho, estamos haciendo 85.000 metros cuadrados de escuelas, de los cuales 45.000 metros cuadrados son escuelas técnicas. Nueve nuevas escuelas técnicas, de las cuales en Vaca Muerta hay una escuela en cada una de las ciudades, de Vaca Muerta, Chañar, Rincón y Añelo, son escuelas técnicas de 5.000 metros cuadrados, Todo va requiriendo una transformación y una evolución que la tenemos que ir haciendo entre todos”, remarcó.

La formación de recursos humanos

Figueroa habló también de las becas que se han venido otorgando para la formación de jóvenes y de la necesidad de capacitar a los trabajadores. “Ya llevamos dos años con cerca de 20.000 chicos becados, de los cuales 3.000 son universitarios, 80% primera generación de las familias en la universidad, 75% mujeres. En eso la industria colaboró y colaboró bastante.

Luego aseguró que la provincia va a seguir creando puestos de trabajo y es necesario capacitarse para aprovechar esas oportunidades.  “Vamos a demandar solo en la industria en los próximos años 17.000 puestos de trabajo, son 14.000 puestos nuevos, más 3.000 que van a ser por jubilaciones que se van a ir dando. Evidentemente quien no se forme, quien no quiera ingresar al mercado laboral de la manera eficiente va a venir a ocupárselo otra persona en un país de libre tránsito, que ese es otro desafío que tenemos como Estado y que muchas veces todos miran para otro lado, pero es importante.

 

, Redaccion EconoJournal

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Petroleros privados de Chubut exigen a Pecom reactivar Manantiales Behr con plan de perforación

El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut declaró el estado de alerta y movilización en la provincia y exigió a la empresa Pecom Energía y a Santa Margarita LLC que presenten, en un plazo de 24 horas, un plan detallado de inversiones y perforación para la reactivación del yacimiento Manantiales Behr, así como para garantizar la continuidad laboral en la región.

El conflicto se remonta al 11 de diciembre de 2025, cuando YPF vendió el área Manantiales Behr al grupo Rovella por 575 millones de dólares. Sin embargo, en febrero de 2026, el gobernador Ignacio Torres y el secretario general del sindicato, Jorge Ávila, intimaron a YPF a reactivar el yacimiento con Rovella u otro operador, advirtiendo que de no hacerlo la concesión podría revertirse a la provincia.

Frente a esta situación, YPF transfirió el área a una UTE conformada por Pecom Energía SAU y Santa Margarita LLC por 450 millones de dólares. En paralelo, el diputado nacional Jorge Ávila, respaldado por el gobernador Torres, expresó en el Congreso su rechazo a la reforma laboral nacional y denunció el proceso de cesión del yacimiento, exigiendo la inmediata reactivación de todos los equipos y servicios vinculados.

A finales de febrero, Pecom anunció un plan inicial de perforación que contemplaba 32 pozos en las áreas El Trébol, Escalante, Cañadón Perdido y Campamento Central, con una inversión aproximada de 80 millones de dólares. Sin embargo, el sindicato solicitaba definiciones específicas para Manantiales Behr.

En marzo, Pecom y Santa Margarita se comprometieron a entregar un plan de inversiones y reactivación en 72 horas. Finalmente, propusieron una inversión de 150 millones de dólares destinada a la reactivación y al fortalecimiento del empleo local, pero el sindicato rechazó la propuesta porque no incluía un programa garantizado de perforación.

En un plenario realizado el 12 de marzo, la Comisión Directiva y el Cuerpo de Delegados del sindicato analizaron el impacto de la demora en la reactivación y declararon el estado de alerta y movilización en Manantiales Behr y otras áreas de la cuenca del Golfo San Jorge. La preocupación aumentó al conocer que el plan de inversiones no consideraba equipos de perforación y contemplaba la reducción de puestos en servicios directos e indirectos relacionados con las torres, mantenimiento, producción y personal de base.

Jorge Ávila calificó el plan como “nefasto” y reafirmó la voluntad del gremio de movilizarse para defender la reactivación plena del yacimiento y preservar el empleo. El lunes 16 de marzo, el sindicato formalizó una nota de intimación para que las empresas presenten en 24 horas un plan que incluya perforación, reactivación de equipos y continuidad sin despidos.

Además, solicitaron al gobernador Ignacio Torres que no apruebe la cesión definitiva de Manantiales Behr hasta que haya garantías concretas de reactivación y reclamaron al presidente de YPF, Horacio Marín, la restitución de los servicios suspendidos. Desde el sindicato advirtieron que, de no recibir una respuesta satisfactoria, podrían adoptar medidas de acción directa que afectarían la paz social en la cuenca petrolera. Según afirmaron, “Si no hay perforación en Manantiales Behr, no habrá cesión, ni producción, ni importación”.

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Río Negro fiscaliza obras del proyecto VMOS en puntos clave

La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro lleva adelante una serie de inspecciones en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con el objetivo de fiscalizar el avance de las obras y garantizar que cada etapa se desarrolle bajo estrictos estándares ambientales.

En ese marco, equipos técnicos realizaron una recorrida exhaustiva en la zona de emplazamiento de la futura terminal de exportación y del sistema de monoboyas en el Golfo San Matías. Durante la inspección se contrastaron los datos presentados en la Adenda del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) con las condiciones geomorfológicas y biológicas actuales del terreno.

La jornada incluyó además una reunión técnica con el equipo de la empresa VMOS S.A., que explicó la logística prevista para la instalación de las monoboyas y el trazado de los oleoductos submarinos, con especial foco en la protección de los ecosistemas marinos del área.

Asimismo, se evaluaron los sectores destinados a infraestructura de apoyo en tierra para verificar el cumplimiento de las distancias de seguridad y los protocolos de preservación de flora y fauna nativa. Durante la recorrida también se analizó la salud ambiental considerando las rutas migratorias, y los períodos reproductivos de las especies en la zona de influencia del proyecto.

Las tareas de fiscalización también se extendieron a otros puntos estratégicos de la obra. Técnicos provinciales inspeccionaron el área donde se ejecuta el cruce del río Negro mediante perforación horizontal dirigida (HDD), una técnica que permite atravesar el cauce sin afectar el ecosistema del río.

Además, se realizó una inspección en la estación de bombeo N°2 del proyecto, donde se presentó una adenda vinculada a la instalación de una planta de hormigón y al desarrollo de un obrador asociado a esa infraestructura. Durante la visita también se recorrió parte de la traza del oleoducto entre Lamarque y la estación de bombeo, junto con el obrador general que acompaña el avance de la obra.

Estas acciones forman parte del proceso riguroso de evaluación y control que lleva adelante la Provincia para asegurar que el desarrollo energético avance con responsabilidad ambiental y bajo reglas claras.

El proyecto VMOS representa una de las principales inversiones vinculadas a la nueva etapa productiva de Río Negro, consolidando a la provincia como punto estratégico para la exportación de petróleo desde la Patagonia Argentina.

En este contexto, el Gobierno de Río Negro impulsa un modelo de desarrollo que combina crecimiento económico, generación de empleo y control ambiental, garantizando que el aprovechamiento de los recursos se traduzca en oportunidades concretas para las y los rionegrinos.

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Neuquén: avanza la planta de GLP y la red de gas de Moquehue

La instalación de la planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y la extensión de la red domiciliaria que permitirá llevar gas por primera vez a los hogares de Moquehue avanza a buen ritmo y ya muestra progresos por encima de los tiempos previstos.

Según informó el presidente de Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA), Raúl Tojo, el tendido de la red domiciliaria presenta un alto grado de avance y podría finalizar antes de lo planificado. “La red va muy avanzada. Creo que vamos a terminar mucho antes de lo previsto”, señaló.

En paralelo, explicó que continúan los trabajos de montaje de la planta de GLP, que actualmente registra alrededor de un 40 por ciento de avance. Como parte de esas tareas ya se instalaron seis de los doce tanques de almacenamiento que formarán parte del sistema.

“Hemos colocado los seis tanques que trasladamos desde Los Miches y la semana que viene estaríamos colocando los seis tanques más”, precisó Tojo.

Además del montaje de los equipos principales, en los últimos días se avanzó con obras complementarias en el predio. Personal técnico trabajó en el armado de las columnas de iluminación perimetral de la planta, una infraestructura clave para el funcionamiento y la seguridad de las instalaciones.

De mantenerse el ritmo actual de los trabajos, desde la empresa estiman que hacia mediados de abril la obra podría alcanzar entre el 70 o el 75 por ciento de avance general.

El proyecto contempla la instalación de la planta de GLP y la ejecución de la red domiciliaria que abastecerá a la localidad, una obra largamente esperada por la comunidad que permitirá mejorar las condiciones de vida de las familias y garantizar un servicio esencial, especialmente durante el invierno.

El gobernador Rolando Figueroa ratificó el rol estratégico que tiene HIDENESA como herramienta del Estado al decir que “estamos desplegando una estrategia progresiva y escalable de abastecimiento energético” a nivel territorial. Mencionó en ese sentido las redes de gas natural que se están extendiendo como solución definitiva hacia la integración energética plena, así como la instalación de plantas de GLP para localidades adonde no llegan los gasoductos.

“Así, localidades como Guañacos, Nahueve, Las Ovejas, Los Miches y Varvarco tendrán gas natural con una inversión de 20 millones de dólares”, anunció en el discurso del 1º de marzo ante la legislatura provincial y recordó que, además de trasladar la planta de GLP a Moquehue, está previsto hacer lo mismo en Chorriaca y Paso Aguerre.

“Además, proyectamos la instalación de garrafones familiares en las localidades de Octavio Pico, Sauzal Bonito, Villa Puente Picún Leufu, Santo Tomás, El Sauce, Quili Malal, Los Chihuidos, Taquimilán, Tres Chorros y Ruca Choroy, garantizando el transporte y distribución para su abastecimiento. Queremos que los neuquinos vivan mejor independientemente de donde se viva”, ratificó.

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Skyonline elige a YPF Luz para abastecer con energía renovable al único datacenter del centro porteño

Planes ambientales de las petroleras

Skyonline, datacenter líder en servicios de colocation y soluciones en la nube, firmó un acuerdo con YPF Luz para el abastecer con energía renovable al Datacenter Tier III Compliant, ubicado estratégicamente en el centro de Buenos Aires.

De esta manera, Skyonline cubre el 85% de su demanda eléctrica por un plazo de tres años. La energía abastecida es de 7.200 MWh al año, aproximadamente, y equivale al consumo anual de más 3.000 hogares argentinos.

La energía proviene del Parque Eólico General Levalle, ubicado al sur de la provincia de Córdoba y del Parque Solar El Quemado, ubicado en Mendoza, que será el parque solar más grande del país y ya opera 200 MW de los 305 MW que generará en total.

“Este acuerdo con YPF Luz representa un paso concreto en nuestra estrategia de sostenibilidad. Operamos infraestructura crítica para empresas de todo el país y entendemos que la transformación digital también debe ser una transformación energética. Incorporar energía renovable al corazón de nuestro datacenter nos permite reducir huella de carbono sin resignar disponibilidad ni performance”, comentó Rafael Ibañez, CEO de Skyonline.

“Nos enorgullece que una empresa como Skyonline confíe en YPF Luz para abastecer sus operaciones con energía renovable. Los datacenters requieren de un suministro de alta confiabilidad y eficiencia, y este acuerdo demuestra que nuestra compañía ofrece una alternativa competitiva para las industrias que lideran la transformación digital”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

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Estados Unidos respalda a Argentina en el juicio por YPF

El gobierno de Estados Unidos volvió a respaldar a la Argentina en el juicio por la expropiación de YPF al presentar un memorándum ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York. El documento apoya la moción de emergencia presentada por el Estado argentino para suspender el proceso de discovery posterior a la sentencia en el litigio que se tramita en tribunales estadounidenses.

La presentación fue informada por la Procuración del Tesoro de la Nación, organismo encargado de la defensa jurídica del Estado argentino. En su planteo, el Departamento de Justicia sostuvo que los pedidos de información impulsados por los demandantes y admitidos por la jueza Loretta Preska resultan excesivamente intrusivos y podrían afectar principios de cortesía internacional y reciprocidad entre Estados.

La moción de emergencia presentada por la Argentina el 6 de marzo solicita suspender la etapa de producción de documentos, el requerimiento de sanciones y la audiencia probatoria prevista entre el 21 y el 23 de abril de 2026. El objetivo del pedido es frenar temporalmente el proceso de discovery mientras se analiza el alcance de las medidas solicitadas por los demandantes.

En su memorándum, el Departamento de Justicia argumenta que las solicitudes de información dirigidas contra Estados soberanos pueden generar fricciones diplomáticas y abrir la puerta a que tribunales extranjeros impongan medidas similares contra el propio gobierno de Estados Unidos.

La presentación remarca además que los litigios contra Estados extranjeros en tribunales estadounidenses se encuentran regulados por la Ley de Inmunidades Soberanas Extranjeras (FSIA), que establece que los bienes de los Estados en territorio estadounidense son, en general, inmunes a la ejecución judicial.

En ese marco, el gobierno estadounidense advirtió que el proceso de discovery debe respetar principios básicos de relevancia y considerar los efectos que puede tener sobre las relaciones diplomáticas y la reciprocidad entre Estados.

El memorándum también cuestiona las solicitudes concretas de los demandantes, que incluyeron pedidos de comunicaciones de altos funcionarios argentinos vinculadas con entidades estatales y requerimientos de información sobre activos del país.

Entre esos planteos figura la solicitud de datos sobre la ubicación de reservas de oro del banco central argentino. La Argentina sostiene que esos activos están protegidos por inmunidad soberana y que pertenecen a una entidad jurídica separada del Estado.

Tras conocerse la presentación, la Procuración del Tesoro agradeció el respaldo del gobierno estadounidense y afirmó que continuará ejerciendo la representación del Estado con rigor técnico y responsabilidad institucional en defensa de los intereses de la República Argentina.

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YPF y SLB recorrieron operaciones en Loma Campana y firmaron la adhesión al IVM

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de SLB, Olivier Le Peuch, recorrieron las operaciones de YPF en Loma Campana. También participaron Carmen Rando Bejar, presidente para las Americas de SLB, y Patricio Whitney, director general para Argentina, Bolivia y Chile.

La comitiva recorrió un equipo de perforación y un set de fractura, donde observaron de primera mano las operaciones en el shale de Vaca Muerta y el trabajo conjunto entre ambas compañías en su desarrollo.

“Es un orgullo mostrar los resultados que alcanzamos en Vaca Muerta que nos ubican en una posición muy competitiva a nivel mundial. Quiero agradecerle a Olivier Le Peuch su presencia en Vaca Muerta, una señal de la relevancia que tiene la Argentina en el mapa productivo del mundo”, expresó Marín.

“Vaca Muerta representa una de las oportunidades de energía no convencional más importantes del mundo. Estamos orgullosos de acompañar a YPF en este desarrollo y de contribuir con nuestra tecnología y experiencia a alcanzar estos niveles de eficiencia de clase mundial”, destacó Le Peuch.

Con más de 200.000 barriles diarios de producción propia, YPF alcanzó niveles de productividad y eficiencia que le permiten competir con operaciones similares en los Estados Unidos. 

El lifting cost en las operaciones core de YPF en Vaca Muerta hoy se sitúa en torno a los 4.2 dólares por barril y el precio de breakeven se ubica en la zona de los 40 dólares. 

En materia de eficiencias, YPF logró aumentar en un 66% la velocidad de perforación y un 61% la velocidad de fractura entre enero de 2023 y enero de 2026.

SLB ha sido un socio tecnológico clave en este proceso, aportando soluciones de perforación y fractura que contribuyeron a las mejoras de eficiencia alcanzadas en Vaca Muerta.

Como parte de la visita, Marín y Le Peuch firmaron la carta de adhesión al IVM, una iniciativa entre las principales empresas petroleras del país, en conjunto con el gobierno de la provincia del Neuquén y el municipio de la ciudad capital, que busca formar nuevos trabajadores para los desafíos que presenta el crecimiento de Vaca Muerta.

Su inauguración está prevista para el próximo 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén. La nueva institución brindará formación basada en la práctica real, con foco en la seguridad operativa y la excelencia técnica.

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Cuba registra un apagón total en medio de la crisis energética

Cuba sufrió este lunes un nuevo apagón nacional, el sexto en apenas año y medio, informó el Ministerio de Energía y Minas (Minem).

“Se ha producido una desconexión total del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), se investiga las causas y comienzan a activarse los protocolos para el restablecimiento”, informó en redes sociales el Minem, sin apuntar aún la causa del nuevo apagón masivo, reportó el portal DW.

Cuba está sumida en una profunda crisis energética desde mediados de 2024, una situación que se ha agravado en los últimos tres meses con el bloqueo del impuesto petrolero por EE.UU., que está paralizando la economía por completo y disparando el malestar social.

Con base en experiencias previas, el restablecimiento del SEN es un procedimiento lento y laborioso que puede demorar días.

El proceso supone comenzar a generar energía con las fuentes de arranque sencillo —solar, hidroeléctrica y motores de generación— para ir dando servicio a pequeñas áreas que luego se van interconectando.

El objetivo es llevar cuanto antes la suficiente energía a las centrales termoeléctricas del país, el pilar de la generación eléctrica en Cuba, para que puedan arrancar de nuevo y producir energía en grandes cantidades que satisfagan la demanda.

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FES Caribe 2026: qué empresas y líderes del sector ya están confirmados para la quinta edición en República Dominicana

Future Energy Summit (FES) Caribe vuelve a República Dominicana por quinto año consecutivo y nuevamente congregará a referentes del sector energético los próximos 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana. 

El encuentro se desarrollará en un contexto marcado por el crecimiento de las energías renovables, el avance de sistemas de storage y nuevas oportunidades de inversión en los mercados eléctricos del Caribe y Centroamérica, consolidándose como uno de los principales espacios de encuentro para ejecutivos, inversores, desarrolladores y autoridades que siguen de cerca la evolución del mercado.

Entre los speakers ya confirmados se destacan Óscar Rubio, Sales Manager Spain & Latam de SL Rack; Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter; Luis Castillo, General Manager Latam de SolaX Power; y Victor San Román, Technical Service Manager LATAM de Pylontech.

También participarán Camille Cruz, Director Business Development de FlexGen; Juan Manuel Rivarola, Sales Director LATAM de Antai; Gerardo Hernández, Sales Manager Central America and Caribbean de TCL Solar; y Juan Maisterra, ESS Manager Latam de Gotion.

A ellos se suman Katherine Rosa, socia de Energisy y Financiamiento de Proyectos en Jiménez Peña Advisors; Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean; Tirso Selman, Director de Proyecto en Caribbean Transmission Development; y Álvaro Villasante, VP de Gestión de Negocios e Innovación de Grupo Energía Bogotá.

Además, la quinta edición de FES Caribe el encuentro contará con el respaldo de compañías internacionales de referencia como Sungrow, JA Solar, CATL, SL Rack, Soventix, Schletter, Gotion, FMO, Solar Steel, Pylontech, Marsh, TCL, Jiménez – Peña, FlexGen, Cifi, Antai, BLC Power Generation, TLS, Ennova, SolaX Power, Milwaukee Tool, Banco Popular Dominicano, CFS y Reneergy, entre otros actores relevantes de la industria energética.

Este ecosistema de compañías refleja el posicionamiento del evento como un espacio de networking de alto nivel para la industria energética regional.

¿Qué temas están en agenda?

FES Caribe se celebrará en un momento especialmente activo para el desarrollo energético regional. Por ejemplo, la reciente licitación de República Dominicana recibió ofertas por 1546 MWp de capacidad solar y 1294,57 MWh BESS, superando ampliamente los 600 MW previstos originalmente. 

A su vez, en Panamá se presentaron siete propuestas en su licitación renovable por 260 MW, mientras que Barbados avanza con una convocatoria para adjudicar 60 MW – 240 MWh de storage y Honduras redefine su licitación eléctrica y analiza ajustes sobre los 1500 MW previstos. 

En paralelo, la estabilidad de los sistemas eléctricos se convirtió en uno de los principales desafíos para los mercados insulares, ya que diversos apagones en la región volvieron a poner en agenda la necesidad de fortalecer la resiliencia de las redes y la importancia de integrar almacenamiento a generación renovable para mejorar la confiabilidad del suministro.

Por lo que durante dos jornadas de conferencias y reuniones de negocio, ejecutivos del sector analizarán el desarrollo de la energía solar y eólica, la integración de baterías, desafíos de financiamiento y las oportunidades que surgen en Centroamérica y el Caribe.

¡No se pierda la oportunidad de participar!

Reviva la edición anterior con las transmisiones de 2025:
https://www.youtube.com/watch?v=f1hjmDqJ9x8
https://www.youtube.com/watch?v=gO0e8sCE81A

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Entrevista. Mariano Berges y el “renacer” de Soltec: “Con las renovables fue amor a primera vista”

El CEO de Soltec, Mariano Berges, detalla en el ciclo de streaming de Energía Estratégica la estrategia para relanzar a la compañía tras su crisis financiera. Con foco en innovación de trackers y expansión internacional, la firma apuesta por consolidar su presencia en Estados Unidos y recuperar liderazgo en Latinoamérica.

A modo de introducción, cabe recordar que Soltec entró en una profunda crisis financiera a mediados de 2024, hasta el punto de afrontar uno de los momentos financieros más complejos de su historia.

Cuando el cielo se ponía gris, sin embargo, un año después consiguió el visto bueno judicial al plan propuesto para reestructurar su deuda y esquivar el concurso de acreedores.

Fruto de este proceso, la compañía estableció un nuevo calendario de pagos a medio plazo y reforzó su capacidad financiera con nuevas líneas de avales que le permitirán volver a licitar proyectos. En paralelo, el acuerdo con DVC Partners para la inyección de liquidez por importe de 45 millones de euros marca el inicio de una nueva etapa para Soltec, caracterizada por una mayor estabilidad financiera y por el refuerzo de la estructura de capital de la compañía.

Reviva la entrevista completa con el CEO de Soltec: https://www.youtube.com/watch?v=Z7qIMz3sAss

– Para empezar… ¿Cómo llegaron las renovables a tu vida? 

Soy ingeniero industrial y los inicios los hice con el Grupo Indra, que es una tecnológica de España, pero no me gustaba, y había hecho un máster en energías renovables, porque me gustaba sobre todo los parques eólicos en aquella época (año 2002-2003). 

– ¿Y conocías a alguien del sector?

Tenía un amigo que tenía una empresa que estaba desarrollando proyectos, estaban construyendo un proyecto eólico en Castilla y León, y básicamente fui a verlo y me enamoré del sector. Fue amor a primera vista.

¿Y a Soltec?

Tras pasos por una filial de la actual Naturgy (antigua Unión Fenosa – desde 2004 a 2006), Fotowatio (2006 – 2020) y CPP Investments (2020 – 2023), el fundador de Soltec, Raúl Morales me llama para que me incorpore al proyecto. 

– ¿Ya lo conocías a Raúl Morales?

Sí, nos conocíamos porque la empresa donde trabajaba era cliente de Soltec, que proveía de trackers y habíamos hecho alguna transacción con ellos. Y me incorporé a Soltec con el objetivo de ser CEO, pero dando un primer paso como director de operaciones. 

– ¿Por qué? 

Porque Raúl quería que me incorporara cuanto antes, porque el nombramiento del consejero delegado sólo podía pasar en la junta de accionistas que tenía lugar en verano. 

– ¿En qué momento?

Me incorporé a principios de 2024, pero con el objetivo de ser nombrado consejero delegado en junio de ese año. Era un plan que ya estaba desde el principio.

– Te has hecho cargo de la compañía en un momento de crisis…¿cómo fue afrontar la reestructuración de Soltec? 

Hay varios momentos claves e intensos durante los últimos 18 meses. Un primer momento duro a nivel personal, fue cuando Raúl Morales tuvo que salir de presidente del consejo (mediados del año 2024) y en octubre de 2024 me quedé sin consejeros de administración, por lo tanto no tenía órgano para tomar ciertas decisiones. 

– Debe haber sido muy difícil..

Otro momento crítico es que, durante las fases de reestructuración, se dan ciertos plazos. Conseguimos dos prórrogas y el juez nos dijo que no nos daba más, por lo que había tensión de cerrar el proceso en cierta fecha. De lo contrario, la compañía se iba a concurso de acreedores.

–  A la distancia..¿por qué dirías qué se logró salir adelante?

La compañía estaba hace 18 meses en bancarrota. Se habla mucho de la soledad del CEO, pero esa soledad hay que intentar minimizarla lo máximo posible y rodearse de un buen equipo.

Lo más importante es el equipo y nunca quedarse solo. Uno de los grandes éxitos, de haber conseguido sacar a Soltec hacia delante, es habernos rodeado de un grupo de personas buenas comprometidas con el proyecto que lograron que la compañía no desaparezca.

–  ¿Y ahora qué sigue?

En la nueva Soltec nos centraremos en el tracker, en ser una empresa de tecnología y nos quedaremos con dos negocios adyacentes para alimentar el negocio de seguidores: por un lado operación y mantenimiento de nuestro trackers, y por otro de desarrollo de proyectos.

– ¿Y con la faceta de productor independiente de energía (IPP)?

No lo haremos más. Nos quedaremos solamente con el desarrollo de proyectos que es poco intensivo en capital y ayuda a alimentar nuestros seguidores, porque todos los proyectos irán con nuestra tecnología y queremos alimentar a Soltec como proveedor de tecnología.

Llevamos en el sector más de 20 años, tenemos visión de estar 20 – 30 –  40 años y lo queremos es, tener una base de clientes que sigan repitiendo con nosotros, sigan comprando nuestros productos y que nosotros les ayudemos a desarrollar su negocio.

– ¿En qué mercados se enfocarán? 

Estamos muy centrados en los mercados en los cuales tenemos presencia: Europa, Oriente Medio y África (EMEA) y todas las Américas, con especial foco en Estados Unidos, donde tenemos el objetivo que sea el 50% de los ingresos de aquí a dos años. 

¿Qué les llama particularmente de Estados Unidos?

La demanda de energía en dicho país es imparable, especialmente con los data centers. Y la única manera de atender esa demanda en los tiempos que son necesarios es con renovables y, especialmente, con energía solar. 

– ¿Y Latinoamérica? ¿Cómo es el ranking de los países que más les interesa hoy? ¿Por dónde empiezan y cómo siguen?

El mercado core para la compañía siempre ha sido Brasil, pero que actualmente, por disponibilidad de red y cortailment, el desarrollo y la ejecución de los proyectos está parado hasta que no se tenga un poco más de visibilidad. Pero para nosotros será el mercado principal a largo plazo.

– ¿Solo Brasil?

No, hay muchas oportunidades en Chile; también participamos en Colombia y Perú, sumado a que siempre tenemos en el radar a Argentina, pero necesitamos que tenga una política que favorezca las inversiones en renovables y dé cierta seguridad. 

Mientras que en México, también lleva bastantes años parado, pero ahora mismo está haciendo subastas, adjudicando proyectos y por tanto, despertando. Aunque para que todo sea financiable y se puedan hacer, se tiene que dar es cierta seguridad a los inversores que se les pagará de manera acorde por la energía que se produzca. 

Soltec llegó a ser el número uno en Latam en algún momento, tenía una posición predominante en Lata y me gustaría recuperarla poco a poco.

– Vienen de una reestructuración pero con ímpetu de retomar su presencia en el mercado, ¿qué le dicen hoy a un cliente cuando empiezan a cotizar? ¿Por qué debería contratar a Soltec?

Desde el punto de vista estructural mecánico, tenemos el tracker más robusto del mercado en todas las versiones (1P y 2P). Llevamos más de 20 años en el sector. El primer tracker que instaló Soltec es un doble eje que se instaló en el 2006 o 2007, el primer 1P se instaló en Italia en el año 2009 y el primer 2P, que es donde Soltec ha sido pionera, se instaló en Chile en el año 2013 y pocas empresas cuentan con ese track record en el mercado. 

– ¿A futuro? ¿Qué innovación se avecina?

Estamos invirtiendo un montón de dinero en tecnología, en software y en mejora de producto, que recabará en mejor producto para el cliente, mejor producción, LCOE y mejor retorno. 

Ya contamos con electrónica propia, así que invirtiendo un montón de dinero en esa electrónica que dará aplicaciones mejoradas para los clientes.

– Por otro lado, viendo el fuerte desarrollo que han tenido los sistemas de baterías, ¿es un negocio que ya miran? 

Lo estamos monitorizando de manera muy cercana porque ya no se construirán únicamente parques fotovoltaicos, o habrá pocas ocasiones, sino que serán proyectos solares con baterías, por tanto tenemos que ver cómo nos integramos con la batería o qué valor añadido podemos dar.

– ¿Qué opciones evalúa? 

Lo estamos empezando a analizar, porque ahora lo que nos queremos centrar es en sacar el negocio de trackers adelante. 

Llevamos 18 meses en los hemos ejecutado todos los proyectos sin dejar ni uno abandonado, y ahora debemos poner la maquinaria a funcionar.

– El renacer de Soltec..

Soy de ir paso a paso, entonces primero ponemos los trackers, pero es cierto que debemos tener algún rol dentro del almacenamiento, sobre cómo integramos con el tracker. Debemos analizar dónde aportar valor, porque el mercado de baterías ya está bastante manido y, por tanto, no podremos competir ni hacer nada, pero sí ver cómo nos podemos adaptar en la integración con el tracker.

– Antes de cerrar…me gustaría conocer a la persona más allá del ejecutivo…, ¿qué haces más allá de tu actividad como CEO en la empresa? 

Tengo cuatro hijos y en mis ratos libres me gusta hacer deporte. Y dentro de lo que más me gusta hacer es jugar al rugby, entonces intento de vez en cuando echar alguna pachanga.

¿De qué juegas en rugby?

Jugaba de 2 y de 7, y ahora con la edad me estoy yendo más a un 9-11.

El rol que las personas tienen en el deporte generalmente coincide con el rol que uno asume en distintas facetas de la vida…¿Coincide en tu caso?

Era capitán, pues ya te puedes imaginar que hay un poquito que pueda haber sinergia…

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APPA Marina propone una subasta eólica marina con proyectos de hasta 300 MW para activar la cadena de valor en España

APPA Marina apoya la propuesta de la Vicepresidenta Tercera y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, de que la primera subasta eólica marina pueda celebrarse este año. 

La Asociación considera que esta primera subasta será determinante para configurar el modelo de desarrollo de la eólica marina durante la próxima década y defiende un diseño con visión de política industrial, ejecución realista y equilibrio territorial, capaz de activar de forma simultánea distintas cadenas de valor en el país.

La para ello propone seleccionar un mínimo de tres zonas de alto potencial (ZAPER) identificadas en los Planes de Ordenación del Espacio Marítimo, con proyectos de tamaño medio (200–300 MW) que permitan activar simultáneamente distintos polos industriales y repartir el aprendizaje sectorial, donde se priorice zonas con base industrial existente —o con capacidad inmediata de crecimiento—, infraestructura portuaria y logística adecuada, y una capacidad de evacuación razonable en línea con los nudos previstos en la Planificación de la Red de Transporte 2025–2030.

«El objetivo no debería limitarse a adjudicar potencia, sino a sentar un marco que garantice proyectos ejecutables, impacto industrial tangible y un pipeline estable que aporte certidumbre a medio y largo plazo», aseguran. 

En este contexto, la Asociación subraya que el diseño de la subasta y su enfoque territorial condicionarán la atracción de inversiones, la planificación industrial y la capacidad real de España para construir una cadena de suministro competitiva en eólica marina.

La Asociación también considera clave el compromiso político regional y unas condiciones administrativas y técnicas que permitan una tramitación ágil y efectiva, evitando que la subasta derive en adjudicaciones que después no se materialicen. En este sentido, APPA Marina advierte del riesgo de una dependencia excesiva de consorcios frágiles o estructuras empresariales sin suficiente solidez financiera o industrial, especialmente en una tecnología que requiere planificación, músculo inversor y una cadena de suministro coordinada.

Política industrial y cadena de valor nacional

APPA Marina subraya que esta primera subasta debe incorporar explícitamente una visión de política industrial territorial. Activar varias regiones en paralelo permitiría movilizar diferentes cadenas de suministro, impulsar nuevas inversiones industriales, reducir riesgos asociados a la concentración en una sola zona y construir un pipeline estable que aporte visibilidad al conjunto del sector. 

“La eólica marina no es solo energía: es industria, empleo cualificado y liderazgo tecnológico. El diseño de esta primera convocatoria debe enviar una señal clara y estable a la cadena de valor y activar varios polos industriales en paralelo, con criterios que premien la ejecución real y la capacidad industrial del país”, señaló Pedro Mayorga, presidente de la entidad. 

Mayorga ha señalado también la necesidad de incorporar parques demostrativos: “Incorporar la posibilidad de parques de escala innovadora-demostrativa permitiría acelerar el aprendizaje tecnológico, validar soluciones en condiciones reales y reforzar el posicionamiento industrial de España en eólica marina antes del despliegue comercial a gran escala». 

Evitar duplicidades ambientales y cargas regulatorias innecesarias

APPA Marina considera igualmente importante que el diseño de la convocatoria no restrinja en exceso la zonificación ni introduzca cargas adicionales sobre aspectos ya regulados. En particular, recuerda que los proyectos deberán cumplir estrictamente la legislación ambiental vigente y que el proceso de planificación a través de los POEM ya incorporó criterios ambientales estratégicos para determinar las ZAPER. 

La Asociación añade que la tramitación ambiental individual de cada proyecto —incluida la Evaluación de Impacto Ambiental— puede extenderse aproximadamente dos años, por lo que resulta inviable pretender que en la fase competitiva se valoren con exhaustividad todos los factores ambientales específicos, generando duplicidades, inseguridad jurídica o retrasos. 

Del mismo modo, en materia de compatibilidad de usos del mar, APPA Marina recuerda que este aspecto ya fue abordado en el proceso de ordenación marítima aprobado mediante el Real Decreto 150/2023. Por ello, cualquier criterio adicional en este ámbito debería ser transparente, objetivamente medible y coherente con lo ya determinado en los POEM.

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Redes bajo presión y nuevas licitaciones impulsan el storage en LATAM: Sungrow se prepara con 110 GW de capacidad

Las redes eléctricas en América Latina enfrentan cada vez mayor presión por la variabilidad de la generación renovable, un fenómeno que comienza a acelerar el desarrollo de proyectos de almacenamiento energético en distintos mercados de la región.

En este contexto, Sungrow busca posicionarse para responder al crecimiento del mercado, apoyándose en su escala industrial y en la expansión de su capacidad de fabricación.

Somos una empresa que hoy tiene una capacidad de manufactura de sistemas de almacenamiento de 75 GW al año y actualmente estamos construyendo nuevas fábricas para llegar a los 110 GW”, explicó Tomás Fuentealba, Application Engineer ESS para Latinoamérica en Sungrow durante su participación en Future Energy Summit (FES) Argentina.

Según el ejecutivo, esta expansión responde al crecimiento global de los sistemas de almacenamiento y a la necesidad de reforzar la estabilidad de los sistemas eléctricos con alta penetración renovable.

“Los organismos coordinadores están hablando mucho de lo que es grid forming, de cómo podemos ayudar a la red eléctrica para poder dar un mayor soporte y que estas variabilidades en la generación no tengan un impacto en la seguridad del sistema”, señaló.

Fuentealba remarca que estos desafíos ya se observan en distintos mercados eléctricos, donde la estabilidad de la red se convirtió en una prioridad para operadores y reguladores, por lo que distintos países de la región comienzan a incorporar el almacenamiento en procesos de contratación eléctrica y nuevas licitaciones.

En Argentina, por ejemplo, el Gobierno lanzó la licitación AlmaSADI, destinada a 700 MW BESS en nodos estratégicos del Sistema Argentino de Interconexión para reforzar la estabilidad de la red.

A su vez, en República Dominicana se recibieron ofertas por 1655 MWp de proyectos solares dentro de una licitación que contempla 600 MW con sistemas de almacenamiento, reflejando el creciente interés por integrar baterías a gran escala.

Mientras que la licitación PEG-5 de Guatemala recibió ofertas renovables por 1933,93 MW (sobre 3653,93 MW presentados – equivalentes al 53% de la oferta) en más de 40 interesados, superando ampliamente la capacidad que inicialmente esperaba adjudicar el Gobierno.

Para Sungrow, este tipo de procesos marca una nueva etapa para el desarrollo del almacenamiento en América Latina, a medida que los sistemas eléctricos buscan integrar mayores volúmenes de energías renovables sin comprometer la estabilidad de la red.

En paralelo al crecimiento del mercado, Sungrow ya acumula experiencia relevante en proyectos de almacenamiento en América Latina, especialmente en Chile. La compañía cuenta con más de 10 GW de almacenamiento contratados en ese país, uno de los mercados más dinámicos de la región para esta tecnología.

“Tenemos proyectos que ya cuentan con varios años de operación y en algunos casos registran disponibilidades superiores al 99%”, afirma Fuentealba.

El ejecutivo también subrayó que el desarrollo de estos proyectos no solo depende de la tecnología, sino también de la operación y mantenimiento de los sistemas a lo largo del tiempo.

Queremos capacitar a los equipos de nuestros clientes para que puedan realizar la operación y el mantenimiento preventivo de los sistemas, no queremos quedarnos con el conocimiento solo dentro de nuestra empresa”, explicó.

En ese sentido, el especialista destacó que la modularidad de los sistemas de almacenamiento permite resolver eventuales fallas de forma rápida y mantener altos niveles de disponibilidad.

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Paneles solares 50% más grandes cambian el diseño de las plantas: cómo responde Factiun con una nueva generación de seguidores

El crecimiento acelerado del tamaño de los paneles solares está redefiniendo la ingeniería de las plantas fotovoltaicas a gran escala, obligando a fabricantes de estructuras y desarrolladores a replantear el diseño de los sistemas de seguimiento. En ese escenario, Factiun trabaja en una nueva generación de soluciones capaces de adaptarse a módulos cada vez más grandes, pesados y con configuraciones eléctricas más exigentes.

Durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun, explicó que la evolución reciente de los módulos fotovoltaicos se ha convertido en uno de los principales vectores de cambio dentro de la industria solar.

Desde 2017 hasta hoy estamos viendo módulos que han crecido prácticamente en un 50% y también en peso en un 50%, además de strings más largos”, apuntó el ejecutivo.

Este cambio en el tamaño de los paneles impacta directamente en el diseño estructural de los sistemas de seguimiento, ya que obliga a adaptar las configuraciones de las plantas para operar con mayores cargas mecánicas y eléctricas; por lo que requiere soluciones capaces de responder a una nueva generación de proyectos utility-scale.

La configuración bifila es la más eficiente y más versátil en muchos proyectos, porque puede abarcar un rango más grande de plantas de manera eficiente”, afirmó Landa Labiano.

Reviva la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=OYf6yHyrwPA

El ejecutivo formó parte del equipo que impulsó el lanzamiento de este tipo de seguidor al mercado en 2017, una tecnología que desde entonces se consolidó como una de las configuraciones más utilizadas en plantas solares utility-scale. No obstante, explica que la evolución de los módulos fotovoltaicos y de los propios proyectos obligó a avanzar hacia una segunda generación de esta solución.

“Tratamos de responder a qué necesita hoy el mercado, porque quizá el producto no había evolucionado tanto como requería el sector”, sostuvo el CEO.

“Hemos evolucionado hacia una segunda generación de seguidores bifila mucho más adaptativos al terreno, preparados para módulos grandes y strings largos, llegando incluso a incorporar dos streams por fila sin ningún tipo de problema. Incluso, las soluciones están pensadas para emplazamientos con vientos altos, cargas de nieve elevadas y adaptadas a distintos marcos regulatorios”, agregó.

Más allá de la evolución tecnológica, el CEO destaca que el mercado solar atraviesa un proceso de expansión global, en el que cada región presenta condiciones técnicas y regulatorias particulares.

“Latinoamérica para nosotros tiene una importancia muy grande, de modo que tenemos muchísima experiencia en Brasil, México, Chile, Perú y también en Centroamérica. Y para acompañar los proyectos en todas sus fases nos ayuda muchísimo aterrizar con equipos locales en los distintos mercados”, sostuvo el CEO.

Un ejemplo de esta estrategia es el proyecto San José de 180 MW que la compañía ejecuta actualmente en Perú, uno de los mercados que gana dinamismo dentro del mapa solar regional.

Durante el desarrollo de esta planta, la empresa logró optimizar significativamente los requerimientos de obra civil del proyecto. Inicialmente contemplaba un movimiento de tierras de 140000 m3, pero tras trabajar la adaptación de su soluciones lo redujeron a aproximadamente 14000 m3”, detalló el ejecutivo.

«Es buena muestra de cómo nos gusta trabajar los proyectos y de cómo buscamos adaptarnos a los requerimientos de cada emplazamiento”, concluyó.

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Vestas analiza el futuro de la eólica en Argentina: “La expansión depende de ampliar la red eléctrica”

La expansión de la energía eólica en Argentina mantiene niveles de competitividad elevados gracias a la calidad del recurso, pero enfrenta un obstáculo estructural que condiciona la concreción de nuevos proyectos: la infraestructura eléctrica disponible.

Andrés Gismondi, vicepresidente de Negocios para LATAM South y North de Vestas, analizó el presente y las perspectivas del sector y subrayó que el crecimiento del parque eólico depende en gran medida de la capacidad del sistema de transporte para incorporar nueva generación.

«¿Por qué? El crecimiento de la infraestructura es algo que repetimos hace muchos años. Ojalá tengamos definiciones del sistema de transporte con la nueva resolución, porque puede generar más oportunidades de inversión”, afirmó Gismondi durante su participación en Future Energy Summit (FES Argentina)

Reviva el primer día: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU

La ampliación de la infraestructura también aparece como un factor clave para habilitar el desarrollo de nuevas zonas con potencial eólico, más allá de los polos tradicionales ubicados principalmente en la Patagonia y la costa atlántica, dado que la productividad de los aerogeneradores instalados en el país supera ampliamente la media internacional.

“El recurso eólico que hay en este país permite que el mismo aerogenerador que en otro país genere la mitad de lo que genera acá”, señaló el VP de Negocios para LATAM South y North de la compañía que ya opera más de 3000 MW de capacidad eólica en Argentina.

Esta característica permite que la tecnología mantenga altos niveles de competitividad dentro del sistema eléctrico, incluso en un escenario donde distintas fuentes de generación comienzan a competir de forma más directa por participación en la matriz.

Y si bien el avance de otras tecnologías renovables, especialmente la solar, abre un nuevo escenario competitivo dentro del mercado eléctrico. Sin embargo, desde el sector consideran que ambas fuentes pueden convivir dentro de una matriz energética diversificada, integrando distintas tecnologías para optimizar el uso de los recursos disponibles y mejorar la eficiencia del sistema.

En ese marco, también destacó una ventaja particular de la energía eólica en términos de estacionalidad: la generación suele ser mayor durante el invierno, período en el que el costo del gas natural también tiende a incrementarse, lo que puede aportar valor adicional en un mercado donde los precios reflejen de forma más directa los costos del sistema.

De cara al futuro, el desarrollo del sector estará condicionado tanto por la evolución de la demanda eléctrica como por las inversiones en infraestructura que permitan incorporar nueva generación al sistema.

En ese escenario, la energía eólica se posiciona como una tecnología capaz de responder con rapidez ante nuevos requerimientos del mercado energético argentino, con capacidad para adaptarse a distintos contextos regulatorios y económicos, lo que permitió mantener el desarrollo de proyectos incluso en escenarios complejos.

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Vista lidera el ranking de rentabilidad y obliga a reordenar el mapa competitivo del upstream argentino

Vista cerró 2025 en el primer puesto del ranking de rentabilidad del sector, un resultado que no solo confirma la madurez de su modelo shale–first, sino que también obliga a revisar la dinámica competitiva del upstream argentino.

La compañía logró márgenes operativos que superan ampliamente a los de YPF, PAE y Shell, consolidándose como el operador con mejor desempeño financiero y técnico del país.

El dato central proviene de un informe sectorial que compara eficiencia, productividad y estructura de costos entre operadoras. Vista encabeza la tabla por una combinación poco frecuente en el mercado local: costos por barril entre los más bajos de Vaca Muerta, ciclos de perforación más cortos y pads de alta productividad que replican estándares de los principales plays de Estados Unidos. La empresa ya es el segundo productor de shale oil de Argentina, con un crecimiento anual que supera el promedio de la cuenca.

La disciplina financiera es otro factor que explica su posición. Vista opera con endeudamiento controlado, flujo de caja positivo y reinversión selectiva, lo que le permite sostener expansión sin comprometer rentabilidad. En un contexto donde la volatilidad regulatoria suele erosionar márgenes, la compañía logró mantener un esquema de crecimiento estable y previsible.

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La comparación con el resto del mercado muestra un contraste claro. YPF arrastra costos del convencional y una estructura regulatoria más pesada; PAE mantiene un mix gas–convencional que limita márgenes; Shell opera con eficiencia, pero con menor escala local. Vista, en cambio, apostó desde el inicio a un modelo 100% shale, y hoy capitaliza esa decisión con resultados que la ubican al tope del sector.

El impacto en Vaca Muerta es directo. La performance de Vista eleva los estándares de productividad de toda la cuenca y acelera la transición hacia un esquema dominado por operadores altamente eficientes. Para proveedores y contratistas, la compañía se convierte en un referente técnico y en un cliente que exige niveles de competitividad comparables a los de los principales desarrollos no convencionales del mundo.

Con un liderazgo que combina eficiencia operativa, disciplina financiera y crecimiento sostenido, Vista redefine la competencia en el upstream argentino y se posiciona como la operadora que mejor interpreta el modelo de negocio que Vaca Muerta demanda para escalar.

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La Formación D-129 podría reconfigurar el mapa energético patagónico y abrir un nuevo frente de inversiones para Chubut y Santa Cruz

La Formación D-129 volvió a instalarse en la agenda energética del país como uno de los recursos con mayor potencial exploratorio de la Patagonia. Ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge, entre Chubut y Santa Cruz, la estructura geológica presenta características que podrían habilitar un desarrollo no convencional en una región que busca extender su vida productiva.

Los estudios preliminares realizados por YPF y Pan American Energy muestran alto contenido orgánico, madurez térmica favorable y espesores continuos, tres variables que sugieren la presencia de shale con potencial productivo.

Aunque aún falta perforar pozos piloto horizontales y validar productividad, la D-129 empieza a ser analizada como un activo estratégico para una cuenca que enfrenta el declino natural de su producción convencional.

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Desde una perspectiva competitiva, la posibilidad de avanzar en esta formación podría reposicionar a Chubut y Santa Cruz dentro del mapa energético argentino, en un contexto donde Vaca Muerta concentra la mayor parte del capital de riesgo. Para ambas provincias, la D-129 representa una oportunidad para atraer inversiones, sostener empleo y diversificar la matriz productiva.

Un eventual desarrollo no convencional permitiría ampliar la oferta de crudo del país y fortalecer la seguridad energética interna. Pero el camino recién comienza: la etapa exploratoria será determinante para confirmar si la formación puede convertirse en un nuevo frente de actividad para la Patagonia.

Por ahora, la expectativa crece y la región observa con atención los próximos pasos técnicos, conscientes de que la D-129 podría abrir un capítulo relevante en la evolución energética del sur argentino.

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Río Negro firma en Nueva York un acuerdo por minerales críticos y busca posicionarse en la nueva geopolítica de la energía

Río Negro dio un paso clave para insertarse en el mapa global de los minerales críticos al firmar en Nueva York un acuerdo con American Minerals LLC, con la participación de EDHIPSA y el Servicio Geológico Minero Argentino.

El entendimiento, sellado durante Argentina Week, apunta a desarrollar estudios de prospección y evaluar el potencial geológico provincial en recursos estratégicos para la transición energética.

El movimiento tiene una lectura que trasciende lo técnico. En un escenario donde Estados Unidos, Europa y Asia compiten por asegurar abastecimiento de litio, tierras raras y minerales esenciales para baterías, imanes permanentes y redes eléctricas, la provincia busca posicionarse como un actor confiable dentro de las cadenas de suministro occidentales.

La presencia del gobernador Alberto Weretilneck en la firma del acuerdo refuerza esa señal de previsibilidad institucional y apertura a capitales internacionales.

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El convenio habilita un trabajo conjunto entre el sector público y una compañía estadounidense especializada en minerales críticos. La participación de SEGEMAR garantiza estándares de evaluación geológica reconocidos a nivel internacional, un punto clave para atraer inversiones en un mercado donde la trazabilidad técnica es tan importante como la estabilidad regulatoria.

Para Río Negro, el acuerdo funciona como una puerta de entrada a un ecosistema global que se está reconfigurando a gran velocidad. La transición energética está generando una demanda inédita de minerales estratégicos, y los países que logren demostrar potencial geológico, seguridad jurídica y capacidad de articulación público–privada tendrán ventajas competitivas en la próxima década.

La provincia apuesta a ocupar ese espacio. Con este acuerdo, busca acelerar la identificación de recursos, ordenar la información geológica y presentarse ante inversores internacionales como un territorio con reglas claras y oportunidades concretas en un sector donde la competencia global ya es parte del tablero energético.

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Las pymes neuquinas ganan terreno en Vaca Muerta impulsadas por mayor contratación y profesionalización

El entramado pyme neuquino atraviesa su mejor momento desde el inicio del desarrollo no convencional. Según datos recientes de ADENEU, más de 2.100 empresas locales participan hoy de la cadena de valor de Vaca Muerta, un crecimiento superior al 40% en los últimos cinco años.

La expansión del shale consolidó un escenario donde la cercanía geográfica, la capacidad de respuesta y la profesionalización se volvieron factores decisivos para competir.

El informe destaca que las pymes que avanzaron en certificaciones de calidad, seguridad y gestión lograron mejorar sus niveles de contratación con operadoras y grandes contratistas.

Normas como ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001, junto con sistemas de gestión integrados y habilitaciones técnicas específicas, se transformaron en un diferencial que ordena el mercado y eleva la vara de la competencia.

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ADENEU acompaña este proceso con asistencia técnica, capacitaciones y programas de mejora continua que permiten a las empresas cumplir requisitos cada vez más exigentes.

El organismo señala que las firmas certificadas acceden a nuevos clientes, reducen rechazos en auditorías y pueden participar en contratos de mayor escala, especialmente en mantenimiento industrial, servicios eléctricos, montaje, logística y soluciones de campo.

La tendencia es clara: las pymes neuquinas están capturando una porción creciente del trabajo que antes quedaba en manos de proveedores nacionales. La combinación de inversión en infraestructura propia, profesionalización y proximidad operativa les permite competir con mayor solidez en un mercado donde la eficiencia define costos y tiempos.

Para el sector energético, este fortalecimiento del tejido empresarial local no solo mejora la competitividad general de Vaca Muerta: también genera un ecosistema más robusto, con proveedores capaces de sostener el ritmo de actividad y acompañar la expansión proyectada para los próximos años.

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Inauguran el Parque Industrial Vaca Muerta y se abre un nuevo espacio competitivo para proveedores en Añelo

El nuevo Parque Industrial Vaca Muerta quedó inaugurado en Añelo y suma una plataforma estratégica para empresas que buscan operar cerca del principal núcleo productivo del shale argentino. Ubicado sobre la Ruta Provincial 17, a pocos minutos de Loma Campana, el predio ofrece una localización que reduce tiempos logísticos y mejora la eficiencia operativa de la cadena de valor.

El desarrollo abarca 35 hectáreas, de las cuales 24 están destinadas a lotes industriales. El resto se completa con infraestructura, servicios y áreas de circulación pensadas para un crecimiento por etapas.

La obra fue impulsada por ZLT, con mano de obra neuquina y el respaldo de grupos empresariales como Flecha Bus, Corven, La Segunda Seguros, Andreu, MBC, Qala Desarrollos, Soldini Stock, Avalian, Grupo Beraldi y Las Taperitas.

El objetivo es claro: ofrecer un espacio competitivo para que proveedores de Oil & Gas instalen bases operativas modernas, con acceso directo a las áreas donde se concentra la actividad. La expansión del shale generó una demanda creciente de naves logísticas, talleres, depósitos y servicios especializados.

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El parque apunta a cubrir esa brecha con infraestructura preparada para operaciones de alta rotación.

Para las empresas, la propuesta combina ubicación estratégica, servicios integrados y un modelo de desarrollo pensado para escalar. Para Añelo, significa ordenar el crecimiento y atraer inversiones que consoliden su rol como capital operativa de Vaca Muerta. En un escenario donde la eficiencia logística define costos y tiempos, contar con un parque industrial a metros de los principales yacimientos se convierte en una ventaja competitiva difícil de replicar.

La información institucional del proyecto, a cargo de ZLT, se encuentra disponible en los canales corporativos del desarrollador.

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Científicos salteños avanzan en una tecnología para extraer litio de pozos petroleros y abren un nuevo frente de oportunidades en Vaca Muerta

Un equipo de investigadores de la Universidad Nacional de Salta presentó una tecnología que permite extraer litio de las aguas de formación que emergen junto al petróleo y el gas en Vaca Muerta. El desarrollo apunta a transformar un residuo operativo en un recurso con valor económico, en un momento en que la demanda global de minerales críticos sigue en expansión.

Las aguas de formación y el flowback contienen minerales que se desprenden de las capas profundas de la cuenca. Hoy representan un pasivo: requieren tratamiento, transporte y disposición final. La propuesta de los científicos es aprovechar ese flujo, que ya llega a superficie, para recuperar litio mediante procesos de extracción directa.

El método utiliza adsorbentes, membranas o técnicas electroquímicas para separar el mineral sin alterar la operación petrolera.

El potencial es significativo. Vaca Muerta produce más de cuatro millones de metros cúbicos de salmuera por año. Con esa base, los investigadores estiman que podrían obtenerse entre 700 y 2.100 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente. No reemplaza a los salares, pero sí podría complementar la economía de los yacimientos y diversificar los ingresos de los operadores.

El antecedente más cercano está en Palmar Largo, en Formosa, donde una planta piloto ya demostró que es posible recuperar litio de pozos hidrocarburíferos con concentraciones de hasta 45 mg/L. Ese caso funciona como prueba de concepto para escalar la tecnología hacia cuencas de mayor volumen como la neuquina.

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Para las empresas de servicios, la iniciativa abre un espacio nuevo. Si la tecnología avanza hacia una fase industrial, surgirán oportunidades en ingeniería de procesos, manejo de salmueras, equipamiento modular, análisis químico y logística especializada. También podría impulsar alianzas entre petroleras y compañías mineras interesadas en abastecer la cadena de baterías.

En un mercado donde cada recurso adicional suma competitividad, la posibilidad de obtener litio desde pozos petroleros introduce un capítulo inesperado en la transición energética. No solo agrega valor a un flujo que hoy se trata como desecho: también amplía el mapa de oportunidades para proveedores y operadores que buscan anticiparse a la próxima ola tecnológica del sector.

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Tecpetrol Conecta reunió en Añelo a jóvenes técnicos y empresas de Vaca Muerta para fortalecer la inserción laboral en la industria

La segunda edición de Tecpetrol Conecta reunió en Añelo a más de cincuenta jóvenes técnicos con empresas proveedoras de la cadena de valor de Vaca Muerta. 

El encuentro, realizado en el Hotel Shale, buscó acercar el mundo de la formación técnica a las necesidades reales de la industria hidrocarburífera. Participaron estudiantes y egresados de Neuquén capital, Centenario, Plottier, Senillosa, Cutral Co, Plaza Huincul, Añelo y Rincón de los Sauces, muchos de ellos formados en programas educativos impulsados por Tecpetrol en los últimos años.

Diez empresas proveedoras —entre ellas Cesetti Comunicaciones, Transportes Crexell, BMK, Equipel, Kompass, Justo Otero e Hijos, Quinar, Valvic, Electromontajes Badía y Marbar— presentaron sus operaciones y describieron los perfiles técnicos que hoy demanda la actividad. 

La cantidad de compañías participantes se duplicó respecto de la primera edición, lo que muestra un interés creciente por vincularse con el talento local.

El encuentro también contó con la presencia de autoridades municipales y provinciales, que destacaron la importancia de articular esfuerzos entre el sistema educativo, el sector privado y los gobiernos locales. 

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La iniciativa se enmarca en un trabajo sostenido de Tecpetrol para fortalecer la empleabilidad regional a través de programas formativos, prácticas profesionalizantes y espacios de vinculación directa con la industria.

Para los jóvenes técnicos, la jornada ofreció una oportunidad concreta para comprender qué habilidades valora hoy la cadena de valor del shale neuquino: mantenimiento industrial, operación de equipos, seguridad, instrumentación, electricidad y competencias blandas vinculadas al trabajo en campo. 

Para las empresas, fue un espacio para identificar perfiles, anticipar necesidades y acercarse a una generación que ya se está formando con contenidos alineados a los desafíos de Vaca Muerta.

En una región donde la demanda de talento técnico crece año tras año, iniciativas como Tecpetrol Conecta ayudan a ordenar la transición entre la formación y el empleo. No solo fortalecen la trayectoria educativa de los jóvenes: también consolidan un ecosistema donde la capacitación, la industria y el desarrollo regional avanzan en la misma dirección.

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Nuevos resultados de exploración abren una ventana de oportunidades en el Proyecto Joaquín, en Santa Cruz

Los últimos resultados de perforación en el Proyecto Joaquín confirmaron interceptos de alta ley en varias zonas del distrito. La campaña, operada por Unico Silver, ya suma 56 pozos y más de 7.800 metros perforados, dentro de un programa mayor que alcanzará los 30.000 metros. 

El proyecto se ubica en el Macizo del Deseado, una de las regiones metalogénicas más activas del país.

En la zona Breccia Puntudo, los nuevos datos muestran intervalos con mineralización de plata y oro de alta ley. Se registraron tramos de 28 metros con 284 g/t AgEq, incluyendo 13 metros con 513 g/t AgEq.

También se identificaron sectores con picos de 1.800 g/t AgEq, lo que confirma el potencial del sistema. La estructura se extiende por más de tres kilómetros y había sido perforada de manera limitada en campañas anteriores.

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En La Negra SE, la mineralización continúa abierta en profundidad y hacia el sudeste. Los pozos recientes arrojaron 38 metros con 195 g/t AgEq y 65 metros con 165 g/t AgEq, con zonas internas de mayor concentración. La continuidad del sistema sugiere un volumen mayor al estimado inicialmente. 

En paralelo, La Morocha SE aportó interceptos amplios, con 77 y 83 metros de mineralización consistente, lo que refuerza la escala del proyecto.

La compañía prepara una nueva estimación de recursos bajo estándar JORC, que servirá como base para el Estudio de Prefactibilidad. Dos equipos de perforación siguen activos en el distrito, lo que permitirá acelerar la definición del modelo geológico y avanzar hacia una evaluación económica más precisa.

Para los proveedores y operadores del sector, Joaquín empieza a perfilarse como un proyecto con múltiples frentes de trabajo y un horizonte de demanda creciente. La combinación de leyes atractivas, continuidad geológica y un programa de perforación en expansión abre oportunidades para servicios especializados, logística, perforación, análisis y equipamiento.

En un mercado donde cada nuevo distrito competitivo suma valor, Santa Cruz vuelve a mostrar que su potencial geológico sigue generando proyectos con proyección real.

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Mendoza lanza una Tecnicatura Superior en Minería para cubrir la demanda de técnicos en un sector en expansión

Mendoza aprobó la nueva Tecnicatura Superior en Minería, una carrera diseñada para formar técnicos capaces de operar en todas las etapas del desarrollo minero. La Dirección General de Escuelas oficializó el plan de estudios mediante la Resolución 724, habilitando su dictado en institutos estatales y privados de toda la provincia.

La tecnicatura apunta a cubrir una vacancia real en perfiles técnicos. El programa incluye contenidos de prospección, exploración, explotación, gestión de proyectos y sostenibilidad ambiental.

Además, incorpora prácticas profesionales obligatorias y módulos de innovación tecnológica, alineados con estándares internacionales del sector.

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La carrera se implementará en todas las regiones educativas de Mendoza: Norte, Centro, Este, Valle de Uco y Sur. La provincia también gestionará la validación nacional ante el Ministerio de Educación y el Consejo Federal, lo que permitirá ampliar su reconocimiento académico y profesional.

El objetivo es acompañar el crecimiento de una industria que vuelve a ocupar un lugar estratégico en la matriz productiva local.

La tecnicatura no solo amplía la oferta educativa. También ordena el ecosistema productivo y crea una base de talento que la provincia necesita para competir en un mercado donde la disponibilidad de técnicos define la velocidad de los proyectos.

Para Mendoza, es una apuesta directa a la diversificación económica y a la construcción de capacidades que sostengan el desarrollo minero en el largo plazo.

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La AIE libera 400 millones de barriles para contener el impacto energético de la guerra en Medio Oriente

La Agencia Internacional de la Energía aprobó la liberación coordinada de 400 millones de barriles de reservas estratégicas. La medida responde al cierre parcial del Estrecho de Ormuz, un corredor que mueve cerca del 20% del petróleo mundial.

El organismo confirmó que la intervención busca estabilizar el mercado y evitar un shock de precios en un contexto de tensión geopolítica creciente.

El Brent superó los u$s 106 y el WTI avanzó por encima de los u$s 100 tras los ataques en la región. Además, la AIE informó que los países miembros aún disponen de 1.200 millones de barriles en reservas gubernamentales y otros 600 millones en reservas industriales obligatorias. Esta capacidad remanente permite nuevas intervenciones si la situación se deteriora.

Asia y Oceanía iniciaron la liberación inmediata. América y Europa lo harán hacia fin de marzo, siguiendo la logística de cada sistema energético. La AIE destacó que la coordinación entre los 32 países miembros es la mayor desde la creación del organismo en 1974. 

El flujo por Ormuz cayó a menos del 10% de los niveles previos al conflicto, lo que obligó a una acción rápida para evitar disrupciones severas en la oferta global.

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El mercado sigue atento a la evolución del conflicto. Una interrupción prolongada en Ormuz podría afectar rutas marítimas, seguros de carga y costos logísticos. Además, podría acelerar la búsqueda de proveedores alternativos en África, América Latina y Estados Unidos. 

En paralelo, los países importadores analizan medidas para reducir volatilidad y sostener inventarios estratégicos.

La decisión también envía una señal al mercado: las economías avanzadas están dispuestas a actuar de manera coordinada para evitar un shock energético global.

En un escenario donde la seguridad de suministro vuelve al centro de la agenda, la capacidad de respuesta de la AIE se convierte en un factor clave para sostener inversiones, proteger cadenas de valor y reducir la volatilidad que afecta a productores, refinadores y consumidores por igual.

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Vaca Muerta: Se inauguraron el IVM, y un Parque Industrial en Añelo

Con el objetivo de acompañar el desarrollo energético en la formación Vaca Muerta (Neuquén) se inauguraron el lunes 16/3 el Instituto Vaca Muerta, para la capacitación técnica de jóvenes con vistas a su inserción en la actividad petrolera en la región, y en forma casi simultánea el Parque Industrial Vaca Muerta, espacio diseñado para albergar empresas proveedoras del sector hidrocarburífero.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, inauguró en el Polo Tecnológico de la ciudad de Neuquén, el Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM) junto a los gobernadores de Neuquén y Río Negro, el intendente de la ciudad, el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado, y la ministra de Capital Humano de la Nación.

También, estuvieron presentes directivos de las empresas operadoras y de servicios que forman parte de iniciativa para impulsar la formación de los técnicos que necesita el desarrollo energético del país. Durante el acto, Marín se refirió al rol clave de la educación para lograr el desarrollo de Vaca Muerta: “No hay crecimiento si no hay educación. No hay crecimiento si nosotros no trabajamos para darle las oportunidades a todas las personas”, añadió.

El nuevo edificio comprende 2.625 m² con cuatro salas de simuladores, laboratorios de química aplicada y de automatización/PLC, talleres mecánico y eléctrico, ocho aulas y un auditorio para 100 personas.

La oferta académica incluye siete trayectos esenciales para el Upstream: Perforación, Fractura, Instrumentos, Producción, Mantenimiento Mecánico, Mantenimiento Eléctrico y Seguridad Operativa en Yacimiento, con cursos de 4 meses. El pozo escuela de Río Neuquén, donde los estudiantes podrán realizar maniobras críticas en condiciones operativas reales, es el único del país y uno de los pocos en la región y va a permitir reducir la curva de aprendizaje.

Para la primera camada de estudiantes se anotaron más de 17.000 personas y se estima capacitar entre 2.000 y 3.000 trabajadores por año. Marín señaló que “la industria energética tiene la obligación generacional de desarrollar Vaca Muerta y para eso necesitamos educación”.

El parque industrial

Ubicado sobre la Ruta Provincial 17, kilómetro 5, en la localidad de Añelo, el parque industrial se presenta como una respuesta concreta a la creciente demanda de infraestructura logística e industrial del sector energético que desarrolla actividades en el reservorio No Convencional. Está ubicado a solo 5 minutos de Loma Campana.

El desarrollo está a cargo de ZLT, una empresa con base en Rosario especializada en el gestión y administración de negocios en distintos puntos del país. La iniciativa que se construye con mano de obra 100 % neuquina, cuenta además con el acompañamiento de Grupo Flecha Bus, Grupo Corven, La Segunda Seguros, Andreu, MBC, Qala Desarrollos, Soldini Stock, Avalian, Grupo Beraldi y Las Taperitas, socios estratégicos que respaldan el proyecto.

Gino Zavanella, director de ZLT, destacó que “el parque industrial está destinado a las distintas empresas que tienen que hacer pie en Vaca Muerta y acoplarse a la cadena de valor de la industria, ya sea porque ya están trabajando o porque quieran desembarcar”.

El Parque Industrial Vaca Muerta fue concebido a partir de un masterplan de 35 hectáreas, con infraestructura preparada para el desarrollo industrial y logístico. El proyecto contempla 106 lotes industriales, con superficies que van desde 1.350 metros cuadrados hasta 27.000 metros cuadrados.

En total, 24 hectáreas están destinadas específicamente al desarrollo de lotes, mientras que el resto corresponde a infraestructura, circulación y servicios comunes.

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Leve retroceso del crudo ante menor riesgo inmediato en el estrecho de Ormuz

Los precios del crudo aflojaron este lunes, en una rueda marcada por señales de distensión parcial en uno de los puntos más sensibles del mercado energético global: el estrecho de Ormuz. Declaraciones desde Washington y la posibilidad de nuevas liberaciones de reservas estratégicas ayudaron a recortar parte de las subas acumuladas en las últimas semanas.

El Brent cayó 1,4% y se ubicó en US$101,68 dólares por barril, mientras que el WTI retrocedió 4% hasta los US$94,76. La corrección llega después de un rally fuerte: ambos benchmarks habían escalado a máximos desde 2022 y acumulan subas superiores al 40% desde el inicio de los ataques de Estados Unidos e Israel sobre Irán a fines de febrero.

Uno de los factores que moderó los precios fue el mensaje del Tesoro estadounidense. Washington señaló que, por ahora, no objetará el tránsito de ciertos buques iraníes, indios y chinos a través del estrecho de Ormuz. La definición introduce un matiz relevante en medio del conflicto, porque reduce el riesgo inmediato de un bloqueo total en una vía por la que circula cerca de un quinto del suministro mundial de petróleo y gas natural licuado.

En paralelo, se mantienen negociaciones indirectas para sostener la navegación comercial. Irán solicitó a India la liberación de tres petroleros retenidos en febrero, en el marco de conversaciones más amplias para garantizar el paso seguro de buques vinculados al comercio indio.

Sin embargo, el frente geopolítico sigue lejos de estabilizarse. Aliados de Estados Unidos descartaron, por el momento, desplegar fuerzas navales para asegurar el tránsito en la zona, pese a los pedidos de la Casa Blanca. Desde Europa, la postura es más ambigua: si bien no hay respaldo a la ofensiva militar contra Irán, algunos gobiernos dejan abierta la puerta a futuras acciones para resguardar la libertad de navegación.

En este contexto, la política energética vuelve a jugar un rol central. Gobiernos de países consumidores buscan amortiguar el impacto del encarecimiento del crudo sobre la inflación y la actividad económica. La IEA (agencia internacional de energia) dejó abierta la posibilidad de nuevas liberaciones de reservas estratégicas. Según su director ejecutivo, incluso después del mayor uso coordinado de stocks de la historia, todavía quedarían más de 1.400 millones de barriles disponibles.

De hecho, ya está en marcha una inyección significativa. Más de 400 millones de barriles comenzarán a volcarse al mercado en las próximas semanas, en un intento por contener la volatilidad de los precios.

En el terreno militar, las perspectivas tampoco ayudan a despejar incertidumbre. Israel anticipó que sus operaciones podrían extenderse al menos tres semanas más, mientras continúan los ataques sobre infraestructura iraní. Desde Washington, estiman que el conflicto podría resolverse en un plazo similar, con una eventual normalización de la oferta energética.

La escalada incluyó amenazas sobre la isla de Kharg, clave para las exportaciones iraníes, y nuevos episodios de represalias. A esto se suman disrupciones concretas en la logística regional. ADNOC suspendió cargas de crudo en Emiratos Árabes Unidos tras un ataque con drones que provocó incendios en una terminal estratégica.

En Fujairah, uno de los principales hubs fuera del estrecho de Ormuz, las operaciones comenzaron a reactivarse parcialmente. Dos de los tres puntos de carga ya están operativos. Desde allí se despacha alrededor de 1 millón de barriles diarios de crudo Murban, un volumen que representa cerca del 1% de la demanda global.

El mercado, por ahora, se mueve entre señales cruzadas. Por un lado, la continuidad del conflicto mantiene el riesgo geopolítico elevado. Por otro, las medidas para sostener el flujo de crudo y el uso de reservas estratégicas actúan como un freno a nuevas subas abruptas. El equilibrio es frágil y depende, en buena medida, de lo que ocurra en Ormuz en las próximas semanas.

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Leve retroceso del crudo ante menor riesgo inmediato en el estrecho de Ormuz

Los precios del crudo aflojaron este lunes, en una rueda marcada por señales de distensión parcial en uno de los puntos más sensibles del mercado energético global: el estrecho de Ormuz. Declaraciones desde Washington y la posibilidad de nuevas liberaciones de reservas estratégicas ayudaron a recortar parte de las subas acumuladas en las últimas semanas.

El Brent cayó 1,4% y se ubicó en US$101,68 dólares por barril, mientras que el WTI retrocedió 4% hasta los US$94,76. La corrección llega después de un rally fuerte: ambos benchmarks habían escalado a máximos desde 2022 y acumulan subas superiores al 40% desde el inicio de los ataques de Estados Unidos e Israel sobre Irán a fines de febrero.

Uno de los factores que moderó los precios fue el mensaje del Tesoro estadounidense. Washington señaló que, por ahora, no objetará el tránsito de ciertos buques iraníes, indios y chinos a través del estrecho de Ormuz. La definición introduce un matiz relevante en medio del conflicto, porque reduce el riesgo inmediato de un bloqueo total en una vía por la que circula cerca de un quinto del suministro mundial de petróleo y gas natural licuado.

En paralelo, se mantienen negociaciones indirectas para sostener la navegación comercial. Irán solicitó a India la liberación de tres petroleros retenidos en febrero, en el marco de conversaciones más amplias para garantizar el paso seguro de buques vinculados al comercio indio.

Sin embargo, el frente geopolítico sigue lejos de estabilizarse. Aliados de Estados Unidos descartaron, por el momento, desplegar fuerzas navales para asegurar el tránsito en la zona, pese a los pedidos de la Casa Blanca. Desde Europa, la postura es más ambigua: si bien no hay respaldo a la ofensiva militar contra Irán, algunos gobiernos dejan abierta la puerta a futuras acciones para resguardar la libertad de navegación.

En este contexto, la política energética vuelve a jugar un rol central. Gobiernos de países consumidores buscan amortiguar el impacto del encarecimiento del crudo sobre la inflación y la actividad económica. La IEA (agencia internacional de energia) dejó abierta la posibilidad de nuevas liberaciones de reservas estratégicas. Según su director ejecutivo, incluso después del mayor uso coordinado de stocks de la historia, todavía quedarían más de 1.400 millones de barriles disponibles.

De hecho, ya está en marcha una inyección significativa. Más de 400 millones de barriles comenzarán a volcarse al mercado en las próximas semanas, en un intento por contener la volatilidad de los precios.

En el terreno militar, las perspectivas tampoco ayudan a despejar incertidumbre. Israel anticipó que sus operaciones podrían extenderse al menos tres semanas más, mientras continúan los ataques sobre infraestructura iraní. Desde Washington, estiman que el conflicto podría resolverse en un plazo similar, con una eventual normalización de la oferta energética.

La escalada incluyó amenazas sobre la isla de Kharg, clave para las exportaciones iraníes, y nuevos episodios de represalias. A esto se suman disrupciones concretas en la logística regional. ADNOC suspendió cargas de crudo en Emiratos Árabes Unidos tras un ataque con drones que provocó incendios en una terminal estratégica.

En Fujairah, uno de los principales hubs fuera del estrecho de Ormuz, las operaciones comenzaron a reactivarse parcialmente. Dos de los tres puntos de carga ya están operativos. Desde allí se despacha alrededor de 1 millón de barriles diarios de crudo Murban, un volumen que representa cerca del 1% de la demanda global.

El mercado, por ahora, se mueve entre señales cruzadas. Por un lado, la continuidad del conflicto mantiene el riesgo geopolítico elevado. Por otro, las medidas para sostener el flujo de crudo y el uso de reservas estratégicas actúan como un freno a nuevas subas abruptas. El equilibrio es frágil y depende, en buena medida, de lo que ocurra en Ormuz en las próximas semanas.

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YPF y SLB recorrieron operaciones en Loma Campana. Adhesión al IVM

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de SLB, Olivier Le Peuch, recorrieron las operaciones de YPF en Loma Campana. También participaron Carmen Rando Bejar, presidente para las Americas de SLB, y Patricio Whitney, director general de la compañía para Argentina, Bolivia y Chile.

La comitiva recorrió un equipo de perforación y un set de fractura, donde observaron de primera mano las operaciones en el shale de Vaca Muerta y el trabajo conjunto entre ambas compañías en su desarrollo.

Con más de 200.000 barriles diarios de producción propia, YPF alcanzó niveles de productividad y eficiencia que le permiten competir con operaciones similares en los Estados Unidos. El lifting cost en las operaciones core de YPF en Vaca Muerta hoy se sitúa en torno a los 4.2 dólares por barril y el precio de breakeven se ubica en la zona de los 40 dólares. En materia de eficiencias, YPF logró aumentar en un 66 % la velocidad de perforación y un 61 % la velocidad de fractura entre enero de 2023 y enero de 2026.

SLB ha sido un socio tecnológico clave en este proceso, aportando soluciones de perforación y fractura que contribuyeron a las mejoras de eficiencia alcanzadas en Vaca Muerta.

Como parte de la visita, Marín y Le Peuch firmaron la carta de adhesión al IVM (Instituto Vaca Muerta), una iniciativa entre las principales empresas petroleras del país, en conjunto con el gobierno de la provincia del Neuquén y el municipio de la ciudad capital, que busca formar nuevos trabajadores para los desafíos que presenta el crecimiento de Vaca Muerta.

Funcionará en el Polo Tecnológico de Neuquén y la nueva institución brindará formación basada en la práctica real, con foco en la seguridad operativa y la excelencia técnica.

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YPF y SLB recorrieron operaciones en Loma Campana. Adhesión al IVM

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de SLB, Olivier Le Peuch, recorrieron las operaciones de YPF en Loma Campana. También participaron Carmen Rando Bejar, presidente para las Americas de SLB, y Patricio Whitney, director general de la compañía para Argentina, Bolivia y Chile.

La comitiva recorrió un equipo de perforación y un set de fractura, donde observaron de primera mano las operaciones en el shale de Vaca Muerta y el trabajo conjunto entre ambas compañías en su desarrollo.

Con más de 200.000 barriles diarios de producción propia, YPF alcanzó niveles de productividad y eficiencia que le permiten competir con operaciones similares en los Estados Unidos. El lifting cost en las operaciones core de YPF en Vaca Muerta hoy se sitúa en torno a los 4.2 dólares por barril y el precio de breakeven se ubica en la zona de los 40 dólares. En materia de eficiencias, YPF logró aumentar en un 66 % la velocidad de perforación y un 61 % la velocidad de fractura entre enero de 2023 y enero de 2026.

SLB ha sido un socio tecnológico clave en este proceso, aportando soluciones de perforación y fractura que contribuyeron a las mejoras de eficiencia alcanzadas en Vaca Muerta.

Como parte de la visita, Marín y Le Peuch firmaron la carta de adhesión al IVM (Instituto Vaca Muerta), una iniciativa entre las principales empresas petroleras del país, en conjunto con el gobierno de la provincia del Neuquén y el municipio de la ciudad capital, que busca formar nuevos trabajadores para los desafíos que presenta el crecimiento de Vaca Muerta.

Funcionará en el Polo Tecnológico de Neuquén y la nueva institución brindará formación basada en la práctica real, con foco en la seguridad operativa y la excelencia técnica.

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Energía actualizó el sistema de información del Gas Licuado de Petróleo (GLP)

La Secretaría de Energía de la Nación aprobó un nuevo sistema de información para los operadores de garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), con el objetivo de “ordenar el mercado, simplificar trámites y mejorar el monitoreo del abastecimiento en todo el país”, comunicó.

A través de la Resolución 64/2026 Energía estableció un esquema actualizado de presentación de información para los operadores inscriptos en el Registro Nacional de la Industria del GLP, reemplazando regulaciones vigentes desde hace más de veinte años.

El nuevo sistema, se indicó, “permitirá contar con información más clara, consistente y oportuna sobre producción, stocks y operaciones, fortaleciendo las herramientas de seguimiento del mercado y contribuyendo a garantizar condiciones de seguridad y abastecimiento”.

Ello, añadió la cartera a cargo de María Tettamanti, “en línea con el proceso de desregulación y simplificación normativa impulsado por el Gobierno Nacional”. La resolución también elimina cargas administrativas y reemplaza el antiguo régimen establecido por la Resolución 375/2003.

Además, se aprueba una metodología para determinar volúmenes máximos de compra de GLP por operador, con el fin de ordenar el funcionamiento del mercado y evitar distorsiones que puedan afectar el abastecimiento.

La medida también actualiza el sistema de registro de fabricación, reacondicionamiento y baja de garrafas, estableciendo un esquema más simple que permitirá mejorar el control de seguridad de los envases, se indicó.

La R-64/26 aprobó entonces el Sistema de Información de los operadores de Gas Licuado de Petróleo (GLP), al que deberán ajustarse los operadores inscriptos en el Registro Nacional de la Industria del Gas Licuado de Petróleo (RNIGLP) regulado por la Resolución 136/2003 de la S.E.

La información administrada a través del Sistema de Información será publicada en el sitio web de la S.E., y el incumplimiento de las obligaciones de información establecidas será sancionado con la suspensión en el RNIGLP.

Con relación a los envases para gas licuado la nueva resolución estableció que “Queda expresamente establecido que la totalidad de las firmas fraccionadoras están obligadas a cumplimentar el acondicionamiento integral y reparación de garrafas y cilindros con marca y/o leyenda registrada a su nombre. El acondicionamiento de envases se realizará en talleres habilitados por la Secretaría de Energía.

Las firmas fraccionadoras llevarán un registro de acondicionamientos integrales y de los inutilizados y las respectivas certificaciones, de todos los envases registrados con su marca y/o leyenda. Dicha información deberá presentarse con carácter de Declaración Jurada ante la Autoridad de Aplicación de manera semestral, a los efectos de actualizar el padrón general.

La declaración jurada remitida deberá contener, como mínimo, la siguiente información:

  1. Mes y Año de fabricación, reacondicionamiento, baja, destrucción, transformación o adquisición.
  2. Taller / Fabricante que interviene.
  3. Cantidad de envases fabricados, bajas, acondicionados, transformados y adquiridos.
  4. Marca o Leyenda que identifican a los envases fabricados, bajas, acondicionados, transformados o adquiridos.
  5. Capacidad de los envases fabricados, acondicionados, transformados y adquiridos.
  6. Entidad Auditora de Seguridad debidamente inscripta frente la S.E. interviniente y número de los certificados de fabricación, acondicionamiento integral, bajas, transformación y adquisición del período comprendido.
    “La Autoridad de Aplicación por sí, o a través de las áreas de su dependencia, podrá requerir información complementaria u ordenar verificaciones presenciales”.
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India le compra de emergencia gas licuado a la Argentina

En medio del conflicto en Medio Oriente, India enfrenta una fuerte emergencia energética y comenzó a comprar gas licuado de petróleo a la Argentina, a través de las compañías MEGA (controlada por YPF), Petrobras y Dow, y Transportadora de Gas del Sur (TGS), para asegurar su abastecimiento interno.

El país asiático, el más poblado del mundo desde 2023, cuenta con reservas para apenas diez días, lo que llevó al gobierno de Narendra Modi a buscar proveedores de emergencia en distintos mercados. El gas licuado de petróleo, utilizado principalmente para cocinar y calefaccionar, es una fuente energética clave en India.

Según datos citados por el medio especializado Argus, las empresas estatales de la India están pagando primas de entre 350 y 400 dólares por tonelada por encima del precio de referencia para garantizar el suministro.

En Argentina, dos grandes compañías concentran la producción de este combustible: MEGA (controlada por YPF), Petrobras y Dow, y Transportadora de Gas del Sur (TGS). Esta última confirmó que entre noviembre y febrero cargó dos buques con destino a India y analiza ampliar su capacidad de exportación.

Uno de los cargamentos partió desde el puerto de Bahía Blanca con destino hacia Haldia, cerca de Calcuta, según datos de la plataforma de monitoreo marítimo Kpler.

El cargamento marca la urgencia energética puede modificar rutas comerciales que normalmente no resultarían competitivas por la distancia.

La gran demanda de la India

India consume alrededor de dos millones de toneladas de gas licuado de petróleo por mes. Para tener una escala, Argentina utiliza cerca de 1,5 millones de toneladas en todo el año .

En países con alta densidad poblacional y redes de gas limitadas, los cilindros de gas siguen siendo la principal fuente de energía para millones de hogares y comercios.

El año pasado, el país asiático importó casi 21 millones de toneladas de este combustible a través del estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más importantes del comercio energético mundial, que quedó bloqueada tras la agresión de los Estados Unidos e Israel contra Irán.

El creciente interés por el gas argentino también se vincula con el desarrollo de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de hidrocarburos no convencionales del mundo ubicada en Neuquén .

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Argentina Week 2026 deja anuncios por USD 16.150 millones y consolida el giro exportador del país

Argentina Week 2026 cerró con anuncios de inversión por 16.150 millones de dólares, en un evento que combinó presencia federal, capital internacional y una agenda centrada en energía, minería y logística. La actividad comenzó en la sede de JP Morgan en Nueva York, donde el presidente Javier Milei expuso ante 300 empresarios y directivos de fondos globales. 

El Gobierno presentó su hoja de ruta para estabilizar la macroeconomía, reducir trabas regulatorias y acelerar proyectos de infraestructura orientados a la exportación. La delegación incluyó a doce gobernadores, lo que reforzó la señal de coordinación entre Nación y provincias en torno al perfil productivo del país.

Entre los anuncios más relevantes se destacó la inversión de 3.400 millones de dólares de Mercado Libre para expandir su red logística y tecnológica en Argentina, con la creación de 1.900 empleos directos. 

En el sector energético, Transportadora de Gas del Sur confirmó un plan de 3.000 millones de dólares para industrializar líquidos de gas natural en Vaca Muerta. A esto se suma el anuncio de Pampa Energía, que comprometió 1.200 millones de dólares para ingresar al RIGI y ampliar su capacidad en generación eléctrica, midstream y desarrollos vinculados a la cuenca neuquina. 

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En minería, el proyecto Taca Taca en Salta ratificó inversiones para consolidar uno de los desarrollos de cobre más importantes del país, en un contexto global de alta demanda para la transición energética.

Las provincias también aprovecharon el encuentro para posicionar sus carteras productivas. El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, mantuvo reuniones para impulsar la eliminación de retenciones a hidrocarburos convencionales, reducir regalías en áreas marginales y eliminar aranceles a polímeros utilizados en recuperación terciaria. 

Desde Santa Cruz, el gobernador Claudio Vidal destacó que la provincia concentra el 49% de las exportaciones nacionales de oro y plata y confirmó la existencia de 10.000 toneladas de uranio certificadas en un yacimiento de 100.000 hectáreas, un dato que despertó interés entre fondos especializados en energía y minerales críticos.

El sector energético tuvo un protagonismo central. Horacio Marín, presidente de YPF, afirmó que Vaca Muerta podría generar entre 40.000 y 50.000 millones de dólares anuales en exportaciones hacia 2032, con la creación de más de 40.000 empleos.

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Señaló que el desarrollo del GNL será determinante para convertir a Argentina en un polo exportador regional, y que la infraestructura de midstream será clave para sostener el crecimiento. La visión de YPF coincidió con la de varios gobernadores, que remarcaron la necesidad de acelerar gasoductos, plantas de procesamiento y obras logísticas que permitan escalar la producción.

Argentina Week 2026 dejó una señal clara: el país busca consolidar un modelo económico basado en exportaciones de alto valor, con energía y minería como motores principales. Los anuncios empresariales, la presencia de fondos internacionales y la participación activa de las provincias muestran un alineamiento poco frecuente en la política argentina reciente.

El desafío ahora es transformar los compromisos en proyectos concretos, con reglas estables, financiamiento accesible y una infraestructura capaz de sostener el salto productivo. En un escenario global competitivo, el país intenta reposicionarse como un destino confiable para el capital y como proveedor estratégico de recursos clave para la transición energética.

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Neuquén lanza licitación de nuevas áreas en Vaca Muerta tras el interés de Continental Resources

Neuquén prepara una licitación para ofrecer nuevas áreas no convencionales en Vaca Muerta, luego del interés directo de Continental Resources, la petrolera estadounidense liderada por Harold Hamm. La compañía ya opera el bloque Los Toldos II Oeste, donde posee el 90% de participación, y ahora busca sumar dos o tres concesiones adicionales para ampliar su superficie en la cuenca.

El ministro de Energía, Gustavo Medele, confirmó que la empresa considera insuficiente el acreage actual para su escala operativa.

Además, la decisión surge de la gira oficial que el gobierno neuquino realizó en Estados Unidos, donde también se reunió con Chevron, que manifestó su intención de duplicar la producción en la formación.

En paralelo, la provincia destacó que la presencia de Continental —un actor clave del shale norteamericano— eleva el perfil internacional de Vaca Muerta y acelera la competencia por activos de alto potencial. 

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El reciente decreto que formalizó el ingreso de la compañía al bloque Los Toldos II Oeste incluyó un pago de 9 millones de dólares a favor del Estado provincial, destinado a obras e infraestructura.

Por cercanía geológica, disponibilidad regulatoria y ubicación dentro de la ventana de shale oil, se estima que las áreas que podrían integrar la licitación son Aguada del Chañar, Aguada Federal Norte, Aguada Federal Sur, Cerro Arena, Cerro Las Minas, La Tropilla Norte y La Tropilla Sur. Son bloques libres o con actividad mínima, contiguos o próximos a Los Toldos II Oeste, y compatibles con el perfil operativo de Continental.

En este contexto, la licitación que prepara Neuquén apunta a captar inversiones de largo plazo en shale oil, con un marco regulatorio provincial activo y una demanda creciente de capital norteamericano. Para los proveedores y contratistas, la llegada de Continental y la expansión de Chevron anticipan un ciclo de mayor demanda de servicios, infraestructura y tecnología en la cuenca.

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López Anadón advierte que Vaca Muerta necesita un proyecto exportador para sostener su crecimiento

Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), afirmó que Argentina “empieza a ser confiable” para los inversores, pero advirtió que Vaca Muerta ya alcanzó un nivel de desarrollo que exige un proyecto exportador de escala.

Su diagnóstico se apoya en datos oficiales del IAPG, de la Secretaría de Energía y del Gobierno de Neuquén, que muestran una producción en máximos históricos y un mercado interno que no puede absorber el crecimiento proyectado.

Según los registros oficiales más recientes, Vaca Muerta produce hoy alrededor de 600.000 barriles diarios de petróleo, lo que representa cerca del 70% de la producción nacional. Neuquén confirmó que la producción provincial creció 31% interanual y que las exportaciones alcanzaron 4.534 millones de dólares en 2025, con el petróleo representando el 96,7% del total.

Para López Anadón, estos números evidencian que la cuenca ya superó la etapa de desarrollo inicial y necesita infraestructura que permita colocar crudo y gas en mercados internacionales de manera estable y competitiva.

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El contexto internacional también juega a favor. El Ministerio de Economía registra que el Brent superó los 100 dólares por barril tras la escalada del conflicto en el Estrecho de Ormuz, lo que reposiciona a Vaca Muerta como un proveedor sin riesgo geopolítico. Las operadoras, por su parte, ya presupuestaron sus planes de inversión con un crudo entre 55 y 60 dólares, por lo que los precios altos solo mejoran ingresos y márgenes.

Sin embargo, López Anadón advierte que la suba de tasas globales encarece el financiamiento para proyectos de infraestructura, lo que vuelve indispensable un marco regulatorio estable y previsible.

En materia de infraestructura, los avances oficiales muestran un escenario mixto. Enarsa confirma que el proyecto de GNL impulsado por YPF, PAE, Pampa, Harbour y Golar avanza en su etapa de ingeniería, mientras que el gasoducto al Golfo San Matías continúa en proceso de permisos y definiciones técnicas.

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Ambos proyectos son considerados por el IAPG como pilares del futuro exportador argentino, pero aún no conforman un proyecto integral que ordene inversiones, logística y regulación.

Para López Anadón, la oportunidad es clara: Vaca Muerta puede convertirse en un proveedor estratégico de energía para la región y para Asia, pero solo si Argentina consolida un marco exportador que dé previsibilidad a largo plazo. La producción ya está, la demanda internacional existe y la geopolítica favorece a la cuenca.

Lo que falta es una decisión estructural que permita escalar infraestructura, asegurar financiamiento y convertir el potencial en divisas sostenidas. En un escenario global volátil, la mirada del IAPG funciona como un recordatorio de que la ventana de oportunidad está abierta, pero no lo estará para siempre.

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IEFA Latam Forum convoca a la región y suma expectativas por la presencia de inversores globales

El IEFA Latam Forum reunirá en Buenos Aires a referentes de energía, minería, finanzas y tecnología, en una agenda que combina transición energética, competitividad regional y geopolítica. El cierre estará a cargo del ministro de Economía, Luis Caputo, en un gesto que busca reforzar el mensaje de estabilidad macro y apertura a inversiones internacionales.

El encuentro se realizará en el Hotel Four Seasons y contará con la presencia de gobernadores, CEOs y especialistas de alto perfil.

El foro mantiene un esquema de participación por invitación, con un núcleo estable de empresas internacionales que asistieron en ediciones anteriores. Entre las compañías energéticas globales que participaron previamente se encuentran TotalEnergies, Shell, Chevron, SLB, ExxonMobil y BP.

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En paralelo, los fondos y bancos internacionales que formaron parte de ciclos anteriores incluyen BlackRock, JP Morgan, Goldman Sachs, Morgan Stanley, HSBC, Citi, Santander, BBVA y BTG Pactual. También participaron ejecutivos vinculados a proyectos de minerales críticos, como Glencore, Rio Tinto y Arcadium Lithium.

La edición de este año vuelve a poner el foco en Vaca Muerta, el litio y la infraestructura energética, tres ejes que concentran el interés de los inversores globales. Aunque la organización no publica la lista completa de invitados, la presencia recurrente de estas compañías confirma que la región sigue siendo un destino estratégico para el capital internacional.

Para los proveedores y desarrolladores locales, el foro funciona como un termómetro del apetito inversor y una señal de que la agenda energética argentina continúa alineada con las tendencias globales de demanda, tecnología y seguridad de suministro.

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La megaobra de TGS se institucionaliza en Bahía Blanca y consolida al puerto como corazón industrial del gas

El proyecto de Transportadora de Gas del Sur (TGS) por 3.000 millones de dólares, que ya se perfilaba como la obra llamada a cambiar la logística energética del país entre Vaca Muerta y Bahía Blanca, dio un paso clave: fue presentado oficialmente en el Puerto de Bahía Blanca, con el Consorcio de Gestión como anfitrión institucional.

La formalización en territorio bonaerense confirma que la iniciativa dejó de ser solo un anuncio estratégico y avanza como proyecto industrial concreto, anclado en el complejo petroquímico y logístico del sur bonaerense. 

La inversión apunta a ampliar la capacidad de procesamiento del gas de Vaca Muerta y a transformar a Bahía Blanca en el nodo central de industrialización y exportación de líquidos.

Según la presentación oficial, el plan de TGS incluye una nueva planta de procesamiento y fraccionamiento de gas natural, integrada al Complejo Mega dentro del ámbito portuario, con capacidad para producir GLP, etano, butano y otros líquidos asociados.

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 El proyecto se conecta directamente con los gasoductos que traen gas desde la cuenca neuquina y se apoya en la infraestructura existente del polo petroquímico y del puerto de aguas profundas. 

Desde el Consorcio de Gestión destacan que la obra potenciará la matriz productiva regional, generará empleo industrial calificado y consolidará a Bahía Blanca como polo energético y petroquímico de escala internacional.

La megaobra se inscribe en la lógica de un sistema que ya no puede depender solo de gasoductos para evacuar el gas de Vaca Muerta, sino que necesita capacidad industrial para procesarlo y convertirlo en productos exportables. Al aumentar el fraccionamiento de líquidos, el proyecto de TGS contribuye a liberar el gas asociado que hoy condiciona el crecimiento de la producción de petróleo, al tiempo que abre una vía para incrementar exportaciones de GLP y etano.

 La validación territorial del monto de inversión y la participación activa del puerto marcan un cambio de fase: el proyecto deja de ser únicamente parte de un paquete de anuncios nacionales y se convierte en una apuesta industrial concreta, con impacto directo sobre la logística energética del país y sobre el desarrollo del sur bonaerense.

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La crisis en Medio Oriente activa el esquema legal que eleva las retenciones al petróleo convencional argentino

La escalada del conflicto en Medio Oriente no solo disparó el precio internacional del crudo: también activó un mecanismo legal interno que eleva automáticamente las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional en Argentina.

El aumento no surge de una decisión política discrecional, sino de la aplicación directa del Decreto 59/2026, que establece un esquema de retenciones móviles atado al valor del Brent. Con el barril superando los 100 dólares por la tensión en el Estrecho de Ormuz, el tributo pasó a ubicarse en el 8%, afectando especialmente a las cuencas maduras del país.

El decreto fija tres escalas: retención cero cuando el Brent se ubica por debajo de los 65 dólares, una alícuota reducida entre 65 y 80 dólares, y un 8% fijo cuando el precio supera ese umbral.

El objetivo declarado del esquema es evitar que los picos internacionales se trasladen al mercado interno y garantizar abastecimiento a las refinerías locales, obligando a las productoras a priorizar la venta doméstica de crudos pesados. La suba reciente del Brent, impulsada por el cierre parcial del Estrecho de Ormuz —por donde circula el 20% del petróleo mundial—, activó automáticamente el tramo superior del régimen.

El impacto legal recae principalmente sobre las provincias productoras de petróleo convencional, como Chubut, Santa Cruz, Mendoza y parte de Neuquén. En estas cuencas, donde los costos operativos son más altos y la productividad declina, la retención del 8% reduce márgenes y complica la continuidad de áreas maduras.

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Los gobernadores patagónicos habían solicitado previamente la revisión del esquema, argumentando que la carga fiscal desincentiva inversiones en yacimientos que requieren incentivos específicos para sostener su actividad.

El mecanismo también expone la fragilidad de un sistema tributario que depende de variables externas. Un shock geopolítico a miles de kilómetros puede modificar de manera inmediata la carga fiscal sobre la producción local, sin intervención legislativa ni administrativa.

Para las empresas, esto implica operar bajo un régimen de volatilidad regulatoria que dificulta la planificación de inversiones y la previsibilidad de flujos de caja, especialmente en proyectos de recuperación secundaria y terciaria.

La activación del esquema legal reabre el debate sobre el rol del petróleo convencional en la matriz energética argentina. Mientras Vaca Muerta continúa expandiéndose, las cuencas maduras enfrentan un escenario de presión fiscal creciente y menor competitividad.

La discusión sobre incentivos, regalías y retenciones vuelve a ocupar el centro de la agenda, en un contexto donde la estabilidad normativa es clave para sostener la producción y evitar el cierre de áreas que aún aportan empleo, infraestructura y actividad económica en regiones dependientes del sector.

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China apunta a industrializar el gas fueguino y abre una nueva ventana de inversiones energéticas en el extremo sur del país

La visita del embajador chino Wang Wei a Tierra del Fuego dejó una señal clara: China quiere profundizar su presencia en el sector energético argentino, con foco en la industrialización del gas y la expansión de la explotación hidrocarburífera en el extremo sur del país. 

El encuentro con el gobernador Gustavo Melella, difundido oficialmente por la provincia, confirmó el interés del gigante asiático en proyectos de gas offshore, infraestructura industrial y desarrollos vinculados a la cadena de valor energética. 

No se trató de una visita protocolar, sino de un movimiento diplomático y económico alineado con la estrategia global de Beijing de asegurar proveedores estables fuera de Medio Oriente.

Durante la reunión, Wang Wei destacó que Tierra del Fuego posee un “potencial estratégico” para inversiones conjuntas en gas e hidrocarburos, y expresó la voluntad de China de acompañar proyectos de industrialización, procesamiento y ampliación de infraestructura. 

Melella, por su parte, subrayó que la provincia necesita avanzar hacia un modelo que no solo extraiga gas, sino que lo transforme localmente para generar empleo, valor agregado y mayor autonomía energética. La coincidencia entre ambas partes abre la puerta a iniciativas que podrían incluir plantas de tratamiento, ampliación de capacidad offshore y desarrollos petroquímicos.

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El interés chino se enmarca en un contexto global donde la demanda de gas crece y los países buscan diversificar proveedores ante la volatilidad geopolítica. 

Para Beijing, Tierra del Fuego representa una oportunidad de acceder a recursos energéticos en una región estable, con rutas marítimas estratégicas y potencial para proyectos de largo plazo. 

Para la provincia, la posibilidad de atraer capital chino implica avanzar en infraestructura crítica que hoy limita la expansión de su producción gasífera y petrolera.

La agenda energética fueguina también incluye la necesidad de modernizar instalaciones, ampliar redes de transporte y fortalecer la explotación offshore, un segmento donde China tiene experiencia tecnológica y capacidad de financiamiento. 

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La provincia busca socios que permitan escalar proyectos que requieren inversiones intensivas y plazos prolongados, y la presencia del embajador indica que China evalúa seriamente ese rol. La cooperación podría extenderse a áreas como logística portuaria, plantas de procesamiento y desarrollos industriales vinculados al gas.

La visita de Wang Wei confirma que el sur argentino vuelve a posicionarse en el radar de las grandes potencias energéticas. En un escenario donde Vaca Muerta concentra la atención nacional, Tierra del Fuego emerge como un polo complementario con potencial para atraer inversiones estratégicas.

La posibilidad de que China participe en la industrialización del gas y en la expansión hidrocarburífera abre una nueva etapa para la provincia, que busca consolidar un perfil productivo basado en energía, industria y exportaciones. El desafío será transformar el interés diplomático en proyectos concretos que impulsen empleo, infraestructura y desarrollo sostenible en el extremo austral del país.

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La minería explica el crecimiento económico de San Juan y activa una diversificación productiva que amplifica su impacto

San Juan se consolidó como una de las provincias de mayor crecimiento económico del país en las últimas dos décadas, con una expansión del 60,7% en su Producto Bruto Geográfico entre 2004 y 2024. 

El análisis de series históricas y de informes económicos recientes muestra un patrón consistente: la minería fue el motor estructural del crecimiento provincial, impulsada por la entrada en producción de Veladero en 2005 y, posteriormente, por Gualcamayo. 

La actividad minera generó empleo de alta remuneración, fortaleció la cadena de proveedores y elevó el consumo interno, lo que permitió que otros sectores crecieran sobre esa base.

La expansión minera no solo incrementó la producción y las exportaciones, sino que también activó un proceso de diversificación productiva que hoy se refleja en la metalmecánica, la logística, la industria calera y la vitivinicultura. 

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La evidencia económica muestra que la diversificación no reemplaza a la minería: surge como consecuencia directa de su escala, su capacidad de tracción y su impacto territorial. 

El crecimiento de proveedores especializados, el aumento del consumo interno y la demanda de servicios industriales consolidaron un ecosistema económico más amplio y complejo.

El impacto exportador confirma esta dinámica. San Juan lidera las exportaciones de Cuyo, impulsada principalmente por oro y plata, lo que sostiene el ingreso de divisas y posiciona a la provincia como un actor clave en la macroeconomía regional.

Al mismo tiempo, la vitivinicultura recuperó dinamismo y se consolidó como el segundo complejo exportador provincial, lo que evidencia que la diversificación existe, pero continúa apoyada en la locomotora minera.

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El Gobierno redefine la matriz productiva y apuesta al agro, la energía y la minería como motores del nuevo ciclo económico

El Gobierno nacional avanza en una reconfiguración profunda de la matriz productiva, con una estrategia que prioriza al agro, la energía y la minería como ejes del crecimiento económico. 

La administración sostiene que estos sectores concentran el mayor potencial exportador del país y que, en un contexto de restricciones fiscales y necesidad de divisas, deben convertirse en los motores del despegue. 

La industria tradicional, en cambio, atraviesa un proceso de ajuste marcado por una caída en la demanda interna y por niveles de capacidad instalada que se ubican en torno al 53%, con desempeños dispares entre ramas productivas.

La visión oficial se apoya en tres vectores: la expansión del complejo agroexportador, el salto energético asociado al desarrollo de Vaca Muerta y la consolidación de la minería a lo largo de la Cordillera. 

En este esquema, la energía barata y la disponibilidad de recursos naturales se presentan como ventajas competitivas que permitirían atraer inversiones, aumentar exportaciones y sostener un superávit comercial estructural. 

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El Gobierno plantea que el país podría multiplicar por varias veces sus ventas externas de petróleo, gas y minerales, y que ese flujo de divisas es indispensable para estabilizar la macroeconomía.

El rediseño productivo convive con tensiones con sectores industriales que advierten por la pérdida de competitividad frente a la apertura comercial y la caída del consumo. Mientras algunas ramas vinculadas a la energía —como la refinación de petróleo, la metalurgia básica y la química— operan con niveles elevados de utilización, otras actividades orientadas al mercado interno muestran retrocesos significativos. 

La administración sostiene que la transición es inevitable y que la economía debe orientarse hacia sectores con capacidad de generar divisas, empleo calificado e inversiones de largo plazo.

En paralelo, el Gobierno impulsa reformas regulatorias para acelerar proyectos mineros, simplificar trámites y mejorar las condiciones de inversión. La eliminación de retenciones, la revisión de regímenes específicos y la unificación de criterios normativos forman parte de una agenda que busca posicionar a la minería como uno de los pilares del nuevo modelo económico.

La estrategia oficial apunta a que el agro, la energía y la minería funcionen como un bloque capaz de sostener el crecimiento, financiar la estabilidad y reordenar la estructura productiva del país.

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Venezuela firma un convenio con Eni y Repsol para fortalecer el desarrollo gasífero de Cardón IV

El Gobierno de Venezuela firmó un nuevo convenio energético con las compañías europeas Eni y Repsol para fortalecer el desarrollo del proyecto gasífero Cardón IV, uno de los activos estratégicos más importantes del país. El acuerdo fue oficializado en Caracas y encabezado por la presidenta encargada, Delcy Rodríguez, junto con la ministra de Hidrocarburos, Paula Henao, en un acto difundido por teleSUR, medio estatal venezolano.

Según el gobierno, el objetivo es consolidar la producción de gas para abastecimiento interno y exportación, en un contexto de reactivación económica y reposicionamiento internacional.

Rodríguez destacó que Cardón IV es clave para garantizar el suministro energético del país y avanzar hacia una mayor integración en los mercados globales de gas. Agradeció públicamente a Eni y Repsol por sostener sus operaciones en Venezuela incluso en momentos de restricciones externas, y afirmó que la cooperación con empresas europeas forma parte de una estrategia de diplomacia energética orientada a diversificar alianzas y atraer tecnología.

La ministra Henao agregó que el convenio permitirá ampliar capacidades operativas y mejorar la infraestructura asociada al proyecto.

El acuerdo se enmarca en la reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, promulgada el 29 de enero de 2026, que modificó 18 artículos con el fin de modernizar el sector, atraer inversiones y facilitar la participación de empresas internacionales.

Según el gobierno venezolano, esta actualización normativa busca crear condiciones más competitivas para proyectos de gas y petróleo, especialmente aquellos con potencial exportador como Cardón IV. La reforma también apunta a mejorar la seguridad jurídica y acelerar la recuperación de la industria tras años de caída productiva.

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Cardón IV es considerado por Venezuela como un pilar para la industrialización interna y la expansión de exportaciones de gas natural. El gobierno sostiene que el proyecto permitirá fortalecer la balanza energética y posicionar al país como un proveedor confiable en un mercado global marcado por la volatilidad geopolítica. 

En paralelo, Venezuela avanza en otros acuerdos con empresas internacionales, como la reciente cooperación con Shell para reactivar unidades estratégicas y ampliar la capacidad de procesamiento de hidrocarburos.

En este contexto, el convenio con Eni y Repsol refuerza la estrategia venezolana de recuperar protagonismo en la OPEP y OPEP+, garantizar suministro estable y contribuir al equilibrio del mercado internacional. Para la región, el avance de Cardón IV confirma que América Latina continúa siendo un actor relevante en el mapa energético global, con proyectos que combinan recursos abundantes, alianzas internacionales y marcos regulatorios en proceso de actualización.

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Por el alza del crudo, Argentina sube las retenciones al petróleo de yacimientos convencionales

La Secretaría de Energía subirá del 3,36% al 8% las retenciones a la exportación que se aplican al petróleo extraído en yacimientos convencionales de Chubut, Santa Cruz, Mendoza y Neuquén.

Es por la suba del precio internacional del barril, que este viernes volvió a superar los 100 dólares en medio del conflicto bélico en Oriente Medio.

La decisión apunta a gestionar el impacto de la suba del Brent en los precios internos de los combustibles, porque incentiva a los productores locales a venderle a un importe más bajo a las refinerías el crudo pesado del país.

Para el petróleo que se explota en Vaca Muerta no habrá cambios y la alícuota seguirá en un 8% del precio de exportación.

A fines de enero, el Gobierno oficializó la baja de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de los campos convencionales.

Lo hizo a través de un esquema variable de alícuotas de derechos de exportación con la intención de viabilizar la inversión en yacimientos maduros de la cuenca del Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz), Mendoza y también Neuquén. El objetivo fue hacer más rentables los yacimientos convencionales, que tienen costos de extracción más altos.

Con ese nuevo esquema, a fines de febrero se estableció una retención de 3,36% para el petróleo convencional, tomando en cuenta un precio promedio del crudo de US$ 71,30.

Sin embargo, debido a la disparada que experimentó la cotización del barril a partir del estallido de la guerra en Oriente Medio, esa retención volverá a subir al 8 por ciento.

La suba de las retenciones al crudo convencional alcanza a todos los productos incluidos en los decretos 488/2020 y 59/2026, que incluyen tanto al petróleo crudo como a derivados (solventes, naftas vírgenes y combustibles pesados, entre otros).

La fórmula que rige actualmente establece que si el precio del barril de crudo Brent se encuentra por debajo de los US$ 65 la retención es 0% y si supera los US$ 80 es de 8%. Para valores intermedios, se utiliza una fórmula polinómica de ajuste que arrojó una retención de 3,36% tomando como referencia una cotización del crudo de US$ 71,30, que surge del promedio de los últimos cinco días de febrero.

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Estados Unidos autoriza la compra temporal de petróleo de Rusia

El Departamento del Tesoro de Estados Unidos anunció que autorizará temporalmente a los países la compra de petróleo ruso que esté en tránsito, a fin de contener la escalada de precios de crudo, provocada por la guerra en Irán.

El secretario del Tesoro, Scott Bessent, adelantó la medida en su cuenta de X y estimó que cientos de millones de barriles de petróleo podrían ingresar al mercado si se eliminan las sanciones a Rusia.

Bessent detalló que las exenciones a las sanciones que permitirán la venta y entrega a nivel mundial de todo el petróleo ruso, actualmente cargado en buques, estará vigente únicamente hasta el 11 de abril.

La nueva medida del Gobierno del presidente, Donald Trump, llega luego de que durante las últimas horas los precios del barril de crudo oscilaran por encima de los 100 dólares por unidad.

La semana pasada, el Tesoro ya había autorizado a la India acceder al petróleo ruso varado en el mar por un periodo de 30 días, pero ahora extiende la medida de forma global.

La Administración de Trump hizo énfasis en que teóricamente levantar las sanciones no representará un beneficio significativo para Rusia.

Trump aseguró este jueves que la subida del petróleo provocada por la guerra de Washington e Israel contra Irán y la interrupción del flujo en el estrecho de Ormuz, traerá “mucho dinero” a su país, en referencia a la producción nacional de crudo, e insistió que su prioridad ahora mismo es destruir el programa nuclear iraní.

Estados Unidos “es, con diferencia, el mayor productor de petróleo del mundo, así que, cuando suben los precios del petróleo, ganamos mucho dinero”, escribió el mandatario en su red Truth Social, cuando el conflicto llega a su decimotercer día en medio de una creciente inquietud global ante la disrupción de las cadenas de suministro de crudo y gas.

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Marín: “Estamos construyendo el hub exportador más importante de la región en el Atlántico”

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, cerró hoy su participación en el Argentina Week con una actividad organizada por IDEA en la que se analizaron las oportunidades del país en energía, petróleo y gas. Compartió el panel con los gobernadores de las provincias de Mendoza, Neuquén, Chubut, Corrientes y Río Negro.

Durante su exposición, Marín destacó el interés que generó el evento que reunió a más de 800 personas en Nueva York. “Quiero felicitar a todos los que hicieron posible este evento. Fue una semana muy exitosa y en donde hubo mucho interés por lo que está pasando en nuestro país”, señaló. También valoró la presencia de todos los gobernadores “una muestra de unión para que la Argentina despegue definitivamente”.

En este marco, el presidente de YPF señaló que “Vaca Muerta es la clave para que el país exporte entre 40 y 50 mil millones de dólares a partir del 2032 y se generen más de 40.000 puestos de trabajo”.

“Con VMOS y Argentina LNG vamos a instalar el hub exportador más importante de Sudamérica, con exportaciones por 37.500 millones de dólares por año”, afirmó Marín. Además, destacó que se trata de inversiones de origen internacional que llegarán al país de la mano de dos gigantes como Eni y Adnoc”. “Nada de todo esto hubiera sido posible sin el RIGI” agregó el CEO de la compañía.

En el cierre de su participación, Marín repaso las oportunidades que se abren en otras provincias. En Mendoza, la compañía prevé perforar dos pozos en “la lengua de Vaca Muerta”; en Santa Cruz, “estimamos perforar un nuevo pozo en Palermo Aike”; y “proyectamos explorar el potencial del D-129 en Chubut”.

Marín también se refirió a las perspectivas de la exploración offshore: “Vamos a perforar con Eni en Uruguay y después en Argentina. Ahí confiamos en que podemos encontrar crudo porque correlaciona con Namibia”.

Durante el Argentina Week, Marín mantuvo encuentros con ejecutivos de empresas internacionales y entidades financieras interesadas en financiar el proyecto Argentina LNG. También, de un panel junto a Marcelo Mindln de Pampa Energía y Marcos Bulgheroni de PAE donde destacaron potencial energético de la Argentina, entre otras actividades.

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EEUU lanzó una advertencia a la OTAN para intervenir en el conflicto con Irán por el petróleo

El escenario en Medio Oriente alcanzó un nuevo pico de tensión tras las recientes declaraciones del presidente de los Estados Unidos, Donald Trump. El mandatario lanzó una advertencia directa a los aliados de la OTAN: “Es lógico que quienes se benefician del estrecho ayuden a garantizar que no ocurra nada malo allí. Si no hay respuesta, o si la respuesta es negativa, creo que será muy malo para el futuro de la OTAN”, aseguró Trump.

La situación se enmarca en lo que se percibe como una guerra de desgaste ejecutada por el régimen chiíta de Irán contra Estados Unidos e Israel. Mientras Teherán lanza misiles contra blancos civiles en ciudades como Tel Aviv, Jerusalén y Dubái, el cerco sobre Ormuz se aprieta. Ante esto, el Pentágono comenzó a distribuir inteligencia militar a sus socios regionales y prepara una flota para proteger a los cargueros. Por su parte, Alireza Tangsiri, comandante de la Armada de la Guardia Revolucionaria de Irán, afirmó mediante un comunicado que el estrecho no fue bloqueado militarmente y que “simplemente está bajo control”.

Trump también puso la mira sobre Pekín, recordándoles que obtienen el 90 % de su petróleo de esa vía. El mandatario espera que China ayude a destrabar el paso antes de su visita oficial programada para abril; de hecho, sugirió que podría retrasar su cumbre con Xi Jinping si no hay señales de cooperación. Según el presidente, tanto Europa como China dependen “en gran medida del petróleo del Golfo”, a diferencia de Estados Unidos: “En realidad, lo que pido es que esos países intervengan y protejan su propio territorio, porque es su territorio. Se podría argumentar que quizá no deberíamos estar allí en absoluto, porque no lo necesitamos. Tenemos mucho petróleo”, declaró a la prensa a bordo del Air Force One.

Sin embargo, la propuesta de construir un mecanismo de protección naval quedó estancada por la reticencia de los socios históricos. Trump cuestionó duramente la postura del Reino Unido, país al que se suele considerar el “aliado número uno”. El mandatario se quejó de que Londres solo ofreció enviar barcos después de que Washington hubiera “prácticamente eliminado el potencial de peligro”. Al respecto, afirmó: “Necesitamos esos buques antes de ganar, no después de ganar”. Tanto el premier británico, Keir Starmer, como el francés, Emmanuel Macron, deslizaron que solo aportarían sus flotas una vez finalizado el conflicto.

Ante esta situación, Washington evalúa medidas extremas. El Pentágono ya ordenó el movimiento de la Unidad 31 Expedicionaria de Marines hacia Medio Oriente. El despliegue incluye el buque de asalto anfibio USS Tripoli, 2.200 infantes de marina, aviones de ataque F-35B y otros 2.800 efectivos de apoyo de la Armada. Esta decisión marcaría un giro drástico, ya que implicaría que tropas estadounidenses se involucren directamente en el terreno de combate para escoltar a los petroleros si los aliados mantienen su negativa a intervenir.

La tajante respuesta de la OTAN

El vocero del gobierno de Berlín, Stefan Kornelius, le contestó al presidente de Estados Unidos, que advirtió que la Alianza Atlántica tendrá un futuro “muy malo”si no colabora con el desbloqueo del estrecho de Ormuz, bloqueado por Irán en plena guerra en Medio Oriente.

El vocero del canciller alemán, Friedrich Merz, dijo que “la OTAN es una alianza para la defensa del territorio” de sus miembros y que en la situación actual “no existe el mandato para desplegarla”: “Esta guerra no tiene nada que ver con la OTAN. No es la guerra de la OTAN”

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Las naftas subieron otro 4% y la súper ya supera los $1.800

A menos de una semana del último ajuste, las compañías petroleras extendieron un nuevo aumento del orden de 4% a los surtidores de todo el país, por lo que el litro de nafta súper ya supera los $1.800. De esta forma, los combustibles suman un alza del orden de 10 por ciento en lo que va del mes.

Con el precio del petróleo en US$100, todas las empresas locales volvieron a subir sus precios, lo cual atizará la inflación de marzo, que en las dos primeras semana del mes se mostró en alza, otra vez por el precio de los alimentos.

Cómo quedaron en promedio los precios empresa por empresa

YPF

  • Nafta súper: $1.830
  • Premium: $2.015
  • Gasoil común: $1.930
  • Gasoil premium: $2.100

Puma

  • Super: $1.821
  • Nafta premium: $2.082
  • Gasoil común: $1.814
  • Gasoil premium: $2.170

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  • Súper: $1.870
  • Premium: $2.069
  • Gasoil común: $1.959
  • Gasoil premium: $2.119

Shell

  • Súper: $1.891
  • Premium: $2.081
  • Gasoil común: $1.993
  • Gasoil premium: $2.199

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El Gobierno avanza en la modernización del sistema de información del Gas Licuado de Petróleo

La Secretaría de Energía aprobó un nuevo sistema de información para los operadores de garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), con el objetivo de ordenar el mercado, simplificar trámites y mejorar el monitoreo del abastecimiento en todo el país.

El nuevo sistema permitirá contar con información más clara, consistente y oportuna sobre producción, stocks y operaciones, fortaleciendo las herramientas de seguimiento del mercado y contribuyendo a garantizar condiciones de seguridad y abastecimiento.

También elimina cargas administrativas innecesarias y reemplaza el antiguo régimen establecido por la Resolución 375/2003.

Además, se aprueba una metodología para determinar volúmenes máximos de compra de GLP por operador, con el fin de ordenar el funcionamiento del mercado y evitar distorsiones que puedan afectar el abastecimiento.

La medida también actualiza el sistema de registro de fabricación, reacondicionamiento y baja de garrafas, estableciendo un esquema más simple y eficiente que permitirá mejorar el control de seguridad de los envases.

“Con esta decisión, el Gobierno Nacional continúa avanzando en el ordenamiento del sector energético, eliminando regulaciones obsoletas y estableciendo reglas claras que favorezcan la competencia, la transparencia y el funcionamiento eficiente de los mercados”, comunicaron.

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Guerra en Medio Oriente: ¿cómo impacta la suba del precio del petróleo en el bolsillo de los argentinos?

El encarecimiento del petróleo suele tener efectos concretos sobre la economía real y también sobre el bolsillo de los consumidores.

La Guerra en Medio Oriente disparó el precio del barril de crudo en los últimos 15 días. Si bien la volatilidad viene siendo extrema, la cotización se alejó definitivamente de los US$70 que promediaba previo al inicio del conflicto y ahora se ubica en torno a los US$ 100, con picos puntuales que llevaron a los US$ 120. ¿Cómo impacta esta suba en la economía cotidiana de los argentinos? ¿Cuál es el impacto en los combustibles, las tarifas de luz y gas, el precio de los pasajes de avión, los costos de la cosecha, el transporte de cargas e insumos básicos de uso difundido como plásticos y envases? EconoJournal repasa las consecuencias punto por punto.

Guerra en Medio Oriente: los combustibles aumentaron entre el 4 y el 6% en la Argentina

El primer impacto se registró en los combustibles que aumentaron entre el 4% y el 6% esta semana, como consecuencia del salto que experimentó el precio del barril de crudo tras la escalada del conflicto en Medio Oriente. Los valores de las naftas súper se ubicaron en torno a los $1.700 por litro, en diferentes estaciones de la Ciudad de Buenos Aires, y las naftas premium cerca de los $2.000.

Si el precio internacional del petróleo se consolida en torno a los US$90 por barril, resulta esperable que el precio de los combustibles en la Argentina también tienda a subir. Esto se debe a que el gobierno de Javier Milei modificó la Ley de Hidrocarburos y estableció como objetivo de la política hidrocarburífera maximizar la renta petrolera, reduciendo la intervención estatal en la formación de precios.

El ajuste probablemente sea más lento que en Estados Unidos, donde la gasolina ya aumentó entre 17% y 18% desde el inicio del conflicto, aunque la tendencia apunta en la misma dirección.

La suba del precio internacional del petróleo generaría un impacto mixto en la Argentina debido a que, si bien presiona la inflación interna al aumentar el costo de combustibles y logística.

Aumento del precio de los combustibles y el impacto en la cosecha

El aumento del crudo también impactó en el gasoil, un insumo clave para el transporte y la producción agropecuaria. Este aumento llega en un momento particularmente sensible para el sector agrícola que se encuentra en plena cosecha gruesa.

En la estructura de costos del agro, el gasoil es uno de los insumos más relevantes. Se utiliza tanto en la maquinaria agrícola, como son las cosechadoras, tractores y equipos de traslado dentro del campo, y en el transporte de los granos hacia los acopios y los puertos exportadores, por lo que una suba del 5% puede incrementar entre 1% y 2% los costos logísticos del grano, teniendo en cuenta la distancia a los puertos y del esquema productivo de cada región.

¿Qué ocurre con la logística ante la suba del precio internacional del petróleo?

El impacto no se limita al sector primario. En un país donde la mayor parte del transporte de mercaderías se realiza por camión, el combustible representa entre el 30% y el 40% del costo operativo de una flota. Por ese motivo, cualquier aumento en el precio del gasoil tiende a trasladarse rápidamente a las tarifas de flete y, en consecuencia, a los precios finales de los productos.

Ese traslado genera un efecto en cadena en toda la economía. El encarecimiento del transporte incrementa los costos de distribución, mientras que el aumento del precio del petróleo también repercute en la producción de insumos derivados, como plásticos y envases utilizados en múltiples industrias. La combinación de ambos factores suele presionar al alza los precios de bienes de consumo masivo y también en el bolsillo de los consumidores.

¿La suba del precio del Brent afecta a los valores de los pasajes de avión?

El impacto también alcanza al sector aerocomercial. Esta semana, Aerolíneas Argentinas decidió aplicar un recargo temporal en el precio de los pasajes para compensar el aumento del combustible aeronáutico, lo que se conoce como jet fuel. El cargo adicional será de $7.500 por tramo en vuelos de cabotaje y oscilará entre US$10 y US$50 en rutas regionales e internacionales. Según precisaron, se trata de una medida transitoria que dependerá de la evolución del precio del petróleo.

Impacto en el Gas Natural Licuado

La suba del crudo también podría tener implicancias en el sistema energético. Aunque la Argentina es productora de hidrocarburos, durante el periodo invernal necesita importar combustibles para cubrir los picos de demanda, en particular cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL).

Si los precios internacionales se mantienen elevados, esas importaciones se encarecerán. En el esquema tarifario vigente, ese mayor costo suele trasladarse a los usuarios a través de mecanismos de pass through, mediante los cuales las compañías trasladan el precio de compra del combustible a las tarifas de electricidad y gas natural.

¿Cómo afecta la volatilidad del precio del petróleo en otros segmentos de la economía?

Además del impacto sobre los combustibles y la energía, la oscilación que viene experimentando en el precio internacional del petróleo también repercute sobre industria petroquímica y, en particular, sobre la producción de plásticos y envases.

Esto es así ya que el crudo se utiliza como materia prima para fabricar resinas como polietileno, polipropileno o PVC, insumos clave para producir envases, embalajes y múltiples productos de uso diario.

La relación entre el petróleo y la industria del plástico es estructural. A nivel global, aproximadamente entre el 4% y el 8% de la producción mundial de petróleo se utiliza para fabricar plásticos. Esto implica que los movimientos del precio internacional del barril tienden a trasladarse, a toda la cadena de valor de los materiales plásticos.

En ese sentido, fuentes del sector señalaron a EconoJournal que los cambios en el precio internacional del petróleo impactan especialmente en industrias como alimentos, bebidas, higiene y logística, que dependen en gran medida de envases plásticos para lo que refiere al envasado y conservación de productos.

Por esa razón, la volatilidad del petróleo no solo afecta al precio de los combustibles, sino también a múltiples bienes de consumo que forman parte de la vida cotidiana.

, Loana Tejero

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Demanda de Burford por YPF: Estados Unidos dio un nuevo gesto de apoyo a la Argentina

Argentina enfrenta un fallo adverso en aquellos tribunales que le ordena pagar unos US$ 16.000 millones más los intereses acumulados desde que se dictó el fallo.

El Departamento de Justicia de los Estados Unidos presentó un memorándum ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York en respaldo de la moción de emergencia interpuesta por la Argentina para suspender el proceso de discovery post sentencia en el caso YPF, informó la Procuración del Tesoro de la Nación.

En su moción de emergencia presentada el 6 de marzo, la Argentina solicitó la suspensión de la etapa de producción de documentos (discovery), del requerimiento de sanciones y de la audiencia probatoria fijada entre el 21 y el 23 de abril de 2026.

Se trata de la cuarta presentación que realiza el Gobierno de Estados Unidos en torno al juicio que enfrenta la Argentina en los tribunales de Nueva York, por la nacionalización del 51% de las acciones de YPF, en 2012, por lo que enfrenta un fallo adverso en aquellos tribunales que le ordena pagar unos US$ 16.000 millones más los intereses acumulados desde que se dictó el fallo.

El 26 de febrero de 2026, el mismo Departamento de Justicia había presentado un tercer escrito en respaldo de la posición argentina, señalando que el discovery resulta excesivamente intrusivo, que puede afectar principios de reciprocidad internacional y que plantea preocupaciones en materia de política exterior.

Asimismo, en aquella oportunidad, el Gobierno de Estado Unidos solicitó participar oralmente en la audiencia del 16 de abril relativa a la apelación de la orden de entrega del 51% de las acciones de YPF.

El reciente apoyo de EEUU

Ahora, en su presentación, el Departamento de Justicia sostuvo que este tipo de requerimientos dirigidos contra Estados soberanos puede generar fricciones diplomáticas y abrir la posibilidad de que tribunales extranjeros impongan medidas similares contra los propios Estados Unidos.

Asimismo, destacó que, al evaluar el factor de interés público en una solicitud de suspensión, los tribunales deben considerar los posibles efectos sobre las relaciones exteriores y, en ese marco, otorgar especial deferencia a la posición del Poder Ejecutivo en materia de política exterior.

En consecuencia, el memorándum solicitó que, al resolver la moción presentada por la Argentina para suspender el discovery, el tribunal tenga debidamente en cuenta los principios de cortesía internacional, reciprocidad y las implicancias que la cuestión puede tener para las relaciones exteriores.

Hace 10 días, el Estado argentino presentó una moción de emergencia ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para requerir la suspensión inmediata del proceso de discovery post sentencia en el caso Petersen/Eton Park mientras se resuelve la apelación de fondo.

En la presentación se solicitaba la paralización de la etapa de exhibición y producción de documentos, del requerimiento de aplicación de sanciones y de la audiencia probatoria fijada para los días 21 al 23 de abril de 2026.

En su escrito, la República sostenía que la suspensión se encuentra plenamente justificada, ya que existen fundamentos sólidos para revertir la decisión apelada, entre ellos la incorrecta aplicación del derecho argentino y el forum non conveniens.

En ese sentido, advertía que la continuidad del discovery ocasiona un perjuicio irreparable para la soberanía nacional y puede impactar en la previsibilidad necesaria para el normal desarrollo de sus relaciones financieras. También destaca que el interés público aconseja evitar impactos en las relaciones exteriores y posibles ineficiencias procesales.

, Ignacio Ortiz

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FMO financiará casi USD 95 millones para un proyecto de hidrógeno verde en Paraguay

FMO, el banco de desarrollo empresarial neerlandés, anunció un préstamo garantizado de hasta 94,8 millones de dólares para apoyar a ATOME Paraguay SAE en la financiación del Proyecto de Fertilizantes Verdes de Villeta, una de las primeras instalaciones a escala industrial del mundo en producir fertilizantes nitrogenados verdes utilizando hidrógeno verde generado con electricidad 100% renovable.

Con un costo total del proyecto de USD 664,4 millones, la planta de Villeta producirá aproximadamente 260.000 toneladas métricas de nitrato de amonio cálcico (CAN) verde anualmente, reemplazando la producción de fertilizantes grises, altamente contaminantes, por una vía totalmente renovable.

El proyecto es posible gracias a los abundantes recursos hidroeléctricos de Paraguay, que proporcionan electricidad de base confiable y de bajo costo, lo que permite a Villeta operar con un fertilizante verde competitivo en un mercado dominado por fertilizantes grises. El acceso a energía de base verde estable y a precios competitivos fortalece significativamente la viabilidad a largo plazo del proyecto. La competitividad en costos se ve reforzada aún más por la condición de Zona Franca del proyecto, las tarifas eléctricas estables, el acceso al suministro local de dolomita y su posición estratégica en el centro del corredor de consumo de fertilizantes del Mercosur.

El préstamo de FMO forma parte de un paquete de financiación más amplio con BID Invest, el Banco Europeo de Inversiones (BEI), la IFC y el Fondo Verde para el Clima, lo que permite que uno de los primeros proyectos de importancia mundial para la producción de fertilizantes a partir de hidrógeno verde avance hacia la financiación y construcción completas en un mercado emergente.

Un nuevo referente para la producción industrial verde en los mercados emergentes.

Villeta destaca por su diseño totalmente integrado, que combina la producción de hidrógeno verde, la síntesis de amoníaco verde y la fabricación de fertilizantes CAN en un mismo emplazamiento. La planta funcionará exclusivamente con electricidad verde procedente de la red paraguaya, en virtud de un contrato de compraventa de energía a largo plazo con ANDE, lo que garantiza una base de costes de insumos altamente predecible y un perfil operativo estable.

Los fundamentos comerciales del proyecto se ven reforzados por un acuerdo de compra a largo plazo con cláusula de «tomar o pagar» con Yara International, una de las mayores empresas mundiales de fertilizantes, una estructura poco común en el sector mundial del hidrógeno verde que reduce significativamente el riesgo de mercado durante los años de funcionamiento del proyecto.

Además, se espera que Villeta contribuya a la resiliencia de los sistemas alimentarios regionales al suministrar fertilizantes producidos de forma sostenible a uno de los mercados agrícolas más grandes del mundo. Brasil y Argentina, en conjunto, representan importantes importaciones mundiales de fertilizantes, y la ubicación del proyecto dentro del Mercosur ofrece una ventaja logística y de costos frente a los productos importados derivados de combustibles fósiles.

Marnix Monsfort, Director de Energía de FMO, declaró: “En FMO nos enorgullece apoyar el proyecto Villeta, un proyecto innovador que demuestra la viabilidad de soluciones de hidrógeno verde a gran escala en mercados emergentes. Este proyecto también representa la materialización de nuestras ambiciones en el sector del hidrógeno verde, una estrategia que comenzamos a desarrollar hace tres años».

«Su combinación de energía renovable competitiva, socios industriales sólidos y certeza de mercado a largo plazo crea un modelo para el desarrollo industrial alineado con el clima. Esperamos ser pioneros conjuntos en esta próxima etapa de producción sostenible de fertilizantes en Paraguay y seguir desarrollando el sector del hidrógeno verde en Paraguay y más allá”, agregó.

Olivier Mussat, director ejecutivo de ATOME PLC, sostuvo: «Valoramos enormemente el apoyo de FMO a este proyecto emblemático, que ATOME ha impulsado desde sus inicios. Nuestra planta de Villeta permite la producción de fertilizantes a escala industrial sin depender de combustibles fósiles, un avance crucial para la seguridad alimentaria mundial y la rentabilidad a largo plazo de las cadenas de suministro agrícolas. Junto con la coalición financiera que hemos creado, el respaldo de FMO demuestra que los fertilizantes ecológicos no solo son esenciales desde el punto de vista medioambiental, sino también una atractiva y sostenible oportunidad de negocio».

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La guerra en Medio Oriente abre el dilema sobre qué hacer para contener los precios internos sin dañar la competitividad exportadora

La guerra en Medio Oriente concentró la atención en la última emisión de Dínamo.

Las consecuencias que está provocando la guerra en Medio Oriente sobre el mercado energético acaparó la atención en un nuevo capítulo de Dínamo – Charlas de Energía. El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, el economista jefe de Empiria, Nicolás Gadano, el director de Desarrollo Productivo de Fundar, Daniel Schteingart, y el consultor Roberto Brandt debatieron, bajo la coordinación de Nicolás Gandini, sobre cómo proteger sus precios internos sin dañar la competitividad exportadora.

A criterio de Brandt, este nuevo foco de tensión en Medio Oriente debe concebirse como la «tercera guerra del Golfo Pérsico». “Por el momento, no se vislumbra una escalada hacia una Tercera Guerra Mundial debido a la actitud dialoguista de China y a la cautela de Rusia”, aclaró.

Hasta ahora, expuso, la contienda atravesó tres fases: la primera, a grandes rasgos, con ataques de Estados Unidos e Israel limitados a objetivos militares que provocaron como respuesta de Irán una contraofensiva sobre instalaciones energéticas de sus vecinos, procurando “empiojar la economía mundial”; la segunda, cuando los agresores cruzaron la raya de arremeter contra infraestructura energética iraní propiamente dicha; y una tercera instancia, liderada por la narrativa del presidente norteamericano Donald Trump, que busca una “desescalada rápida” antes de su prevista cumbre con Xi Jinping en Beijing, a fines de marzo. “Eventualmente, ambos bandos podrán asumirse como ganadores”, pronosticó.

Con respecto a la reacción de los mercados, señaló que el precio del barril de petróleo inició el año en torno a los 60 ó 65 dólares, con una ligera sobreoferta, pero se disparó un 50% tras los ataques a instalaciones clave como la refinería Ras Tanura en Arabia Saudita. “El gas natural licuado (GNL), por su parte, aumentó un 70% en el mercado europeo, duplicando por momentos su valor, debido a los bajos niveles de almacenamiento al cierre del invierno”, puntualizó el experto, quien consideró “difícil” que las cotizaciones se retrotraigan en el corto plazo.

Roberto Brandt y Nicolás Gadano.

Rusia emerge como el gran ganador

La volatilidad actual no tiene antecedentes históricos cercanos, según la mirada de Ernesto López Anadón, quien estableció una clara diferencia con respecto a la guerra en Ucrania, que provocó que el valor de la energía subiera y se mantuviera alto. “La brusca caída de precios tras los picos máximos se debió a la decisión del G7 de liberar las reservas estratégicas de 90 días de consumo”, aseguró.

Para calificar los episodios bélicos que se vienen sucediendo en Medio Oriente, optó por decir que configuran “una guerra sin objetivos”. “¿Estados Unidos quería matar al Ayatola de turno para después negociar con Irán? Es un objetivo demasiado light y evidentemente no se cumplió”, expuso.

Desde su óptica, Rusia se erige como “el gran ganador” del conflicto, ya que el Departamento del Tesoro norteamericano le otorgó un levantamiento temporal de sanciones, permitiendo que su flota abasteciera a India a precios elevados.

Daniel Schteingart y Ernesto López Anadón.

En el mercado del gas, en tanto, señaló que la interrupción del suministro en el Golfo Pérsico obligará a Asia a sustituir el fluido por carbón, “lo que postergará nuevamente los compromisos ambientales del Acuerdo de París”. En ese sentido, intervino Brandt, debe remarcarse que países como Corea y Japón han estado “robando” cargamentos de GNL a Europa, pagando primas más altas para asegurar su energía.

Perspectiva local

A la hora de analizar el impacto de la guerra en el medio local, Nicolás Gadano resaltó que la cotización internacional del crudo siempre ha funcionado de manera muy volátil e históricamente se ha visto regida por la singularidad de la alta concentración de la oferta. No obstante, acotó, por haberse convertido en un mercado exportador neto la Argentina puede recibir el actual aumento de precios como una noticia positiva para su balanza comercial. “Ahora nos enfrentamos al problema clásico de decidir qué hacer con los precios domésticos. Me preocupa cómo vamos a lidiar con eso”, enfatizó.

Por supuesto, aclaró, no sería deseable trasladarles a los consumidores “la volatilidad de cada día”. “Me parece responsable que YPF haya aclarado que no se comportará así”, reivindicó. Sin embargo, sostuvo, tampoco se puede mantener una brecha artificial que desincentive la inversión. “Creo que deberían revisarse los valores internos del crudo y los derivados. Ahora bien, ¿qué puede hacer el Gobierno para que esa revisión no se traslade a los consumidores? Bueno, para eso tenemos los impuestos. Y también contamos con la ventaja de la expansión de Vaca Muerta, en un momento en que la gente se pregunta qué beneficios obtendrá de ella”, argumentó.

A su entender, habría que utilizar la recaudación extraordinaria por derechos de exportación para postergar los incrementos previstos en el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL). “Las retenciones extraordinarias dan margen para manejar los aumentos con responsabilidad”, afirmó.

Constituye un error, calificó, el uso histórico de YPF como herramienta de política de precios. “Esa instrumentación daña a la empresa y su valor en el mercado. El enfoque debe ser el de la competencia bajo el concepto de export parity”, insistió.

Horizonte realista

Según Daniel Schteingart, más allá de los acontecimientos que se registran en Medio Oriente ya es momento de comprender que el futuro de la Argentina no puede depender exclusivamente del éxito de tres sectores productivos más algún servicio. “No hay que comprar la fantasía de que vamos a ser Australia. Incluso si multiplicáramos por dos, por tres o por cuatro nuestras exportaciones de recursos naturales, recién nos acercaríamos a duras penas a los números de Chile”, planteó.

Es “súper deseable” que crezcan las inversiones en Vaca Muerta y mejoren los términos de intercambio, reflexionó, pero conviene ponerle un horizonte realista al fenómeno extractivo. “¿Nos ayuda mucho? Sí. ¿Nos alcanza y nos salva? No. Seguirá haciendo falta una industria competitiva y una cadena de valor desarrollada”, aseveró.

Por ahora, lamentó, no se verifica dentro del Gobierno nacional demasiado interés por impulsar “los vagones industriales de la gran locomotora que es Vaca Muerta”. “Muchos otros países sí apuestan por el desarrollo de proveedores aguas abajo”, comparó el analista, quien de todos modos se manifestó consciente de que la industria argentina registra sobreprecios.

, Redaccion EconoJournal

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Licitación AlmaSADI: ¿Qué particularidades tienen los nodos definidos para storage en Argentina?

La licitación de baterías AlmaSADI de Argentina introduce una serie de diferencias a comparación AlmaGBA, siendo la más notoria la instalación de sistemas BESS en múltiples nodos del sistema eléctrico, definidos según el nivel de necesidad operativa del sistema, en lugar de una sola área como fue en 2025.

Es por ello que, durante FES Argentina – Renewables & Storage, desde la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) y el gobierno explicaron las particularidades que deberán considerar las empresas interesadas en la convocatoria.

“El objetivo de AlmaSADI son 700 MW, pero si se observan las cuotas que hay por regiones, da prácticamente 1000 MW”, especificó Gustavo Báez, responsable de Energías Renovables de CAMMESA, durante su participación en el encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).

“Es decir que no solamente se espera competencia dentro de las regiones, sino también entre las regiones. La expectativa es que sea un mecanismo competitivo y que los precios vuelvan a ser buenos como en AlmaGBA”, agregó.

El mapa de nodos definido para la licitación abarca una amplia cantidad de puntos de conexión distribuidos principalmente en redes de 132 kV y 220 kV, en provincias como Córdoba, San Luis, Buenos Aires, Santa Fe, Entre Ríos, Mendoza, San Juan, Chaco, Corrientes, Misiones, Salta, Tucumán, Santiago del Estero y La Rioja. 

Aunque cabe aclarar que cada uno de los puntos cuenta con límites técnicos de capacidad por nodo, zona y región, definidos a partir de estudios operativos del sistema.

Y otra de las particularidades centrales de dicho esquema es la clasificación de los nodos según su nivel de criticidad dentro del sistema eléctrico, lo que introduce incentivos para orientar las inversiones hacia determinadas ubicaciones estratégicas. 

En este sentido, el diseño distingue nodos violetas, rojos y amarillos, definidos en función de los análisis de CAMMESA sobre las necesidades operativas del sistema.

“Los nodos violetas son los de muy alto impacto, aquellos donde desde la Secretaría de Energía consideramos que se necesitan que los proyectos se instalen”, explicaron desde la cartera energética nacional.

Sin embargo, la adjudicación en los puntos violetas no está garantizada, ya que los proyectos deberán competir dentro del proceso licitatorio, debido a la capacidad limitada por la zona. Aunque para incentivar estas localizaciones estratégicas, el mecanismo incorpora una ventaja en la fórmula de evaluación económica. 

“Esos nodos violetas valorizan menos (-) 750 dólares. Además, las empresas interesadas podrán solicitar nuevos nodos aparte de los que ya hay enlistados y mapeados”, complementaron desde la Secretaría de Energía de la Nación.

 señala Báez, aludiendo al factor de desempate que favorece a los proyectos ubicados en estas zonas.

El diseño de AlmaSADI también introduce cambios clave respecto a la licitación AlmaGBA, que sirvió como antecedente para el desarrollo del almacenamiento en el país:

  • CAMMESA actuará como offtaker, ya que el objetivo del proceso es contratar servicios que contribuyan a la operación integral del sistema eléctrico.
  • El nuevo modelo amplía el alcance a de los servicios que deberán prestar los sistemas de almacenamiento adjudicados, a fin de considerar potencia disponible disponible y regulación de frecuencia 

“Se perfeccionaron algunas cuestiones respecto a AlmaGBA. Se sofistica el proceso hacia una potencialidad mayor del almacenamiento”, sostuvo Báez durante la conversación destacada “Retos de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en Argentina”.

Contratos, inversión y cronograma del proceso

La licitación AlmaSADI contempla una inversión estimada en torno a USD 700 millones para el desarrollo de proyectos BESS stand-alone distribuidos en distintas regiones del país. Los proyectos adjudicados tendrán contratos de hasta 15 años, con CAMMESA como offtaker, y un esquema de remuneración centrado principalmente en la disponibilidad de potencia para el sistema eléctrico.

El proceso licitatorio se desarrollará en menos de cuatro meses. La presentación de ofertas técnicas y administrativas (Sobres A) está prevista para el 8 de mayo, con evaluación hasta el 21 de mayo y publicación de resultados el 28 de mayo.

Posteriormente, las ofertas económicas (Sobres B) se abrirán el 5 de junio, mientras que la adjudicación final está programada para el 19 de junio. La firma de los contratos comenzará el 25 de junio de 2026.

En cuanto a los plazos operativos, el 1 de enero de 2027 se establece como fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos adjudicados.

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Wattkraft advierte que sin pagos de capacidad ni señales el almacenamiento crecerá solo de forma “oportunista”

La expansión del sector de baterías en España avanza, pero todavía enfrenta obstáculos estructurales que condicionan su desarrollo a gran escala, de modo que Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, advirtió que el crecimiento del sector dependerá en gran medida de la evolución del marco regulatorio y de la creación de herramientas de mercado que permitan consolidar las inversiones.

“El problema es que esas oportunidades ahora mismo, si no hay una regulación, no van a favorecer un crecimiento estructural del almacenamiento. Son una oportunidad para jugarsela, porque hay que ser oportunistas. Pero tenemos que mejorar la regulación”, manifiestó Heras durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 400 ejecutivos del sector energético.

El ejecutivo sostiene que la falta de reglas claras provoca que los proyectos avancen de forma puntual o especulativa, en lugar de responder a una planificación sostenida del sistema eléctrico.

“Con los fondos FEDER va a haber un tirón muy bueno, por supuesto. Pero si queremos tener un crecimiento más sistémico, más de largo plazo y no burbujas, necesitamos regulación. Hay ahora mismo cierto temor por hacer unas inversiones que no están respaldadas por una regulación. Cuando esa regulación esté más implementada con los pagos de capacidad y otros mecanismos, pasaremos a tener un crecimiento más firme», apuntó.

A la espera de definiciones regulatorias para proyectos a gran escala, el despliegue de baterías en España ha encontrado uno de sus primeros espacios de desarrollo en el autoconsumo industrial, especialmente en grandes consumidores que buscan optimizar su demanda energética.

“Hablaban de electricidad barata, pero es en el pool. Luego los industriales tienen unos peajes y unos costes que hacen que difícilmente salga rentable ahora mismo el almacenamiento en behind the meter”, sostuvo.

«Tiene otras ventajas que no solamente son ahorros o ingresos, sino que tienes una mayor seguridad de suministro. En caso de que se te vaya la luz tienes un backup», añadió.

En ese contexto, la compañía ha desarrollado varios proyectos en este segmento desde 2023, cuando introdujo en el mercado español su primera batería en contenedor con tecnología de Huawei, enfocada principalmente en aplicaciones industriales de gran consumo energético.

Incluso ha participado en proyectos industriales de gran escala dentro del mercado español, con plantas de 28 MWh en autoconsumo.

Sin embargo, Heras advirtió que los proyectos de menor escala aún enfrentan limitaciones económicas, ya que el coste de los sistemas de baterías no siempre permite aprovechar economías de escala como ocurre en instalaciones de mayor capacidad, por lo que «será necesario todavía tipo de guiño de la administración o del IDAE subvencionando ese tipo de instalaciones» si se desea un crecimiento más sistémico.

Cabe recordar que el reciente mecanismo de ayudas del programa FEDER adjudicó alrededor de 9,4 GWh de capacidad de almacenamiento en España, impulsando una nueva cartera de proyectos en distintas regiones del país.

A nivel tecnológico, Heras subrayó que las baterías son infraestructuras complejas que requieren estándares elevados de calidad y control, por lo que advirtió sobre los riesgos de priorizar únicamente la reducción de costes en el desarrollo industrial.

“Una batería realmente es un elemento muy tecnológico. No vale cualquier fábrica reconvertida de la noche a la mañana que no te garantice la calidad o que te va a durar una temporada”, señaló.

En paralelo, el directivo abordó el debate sobre el impulso a la fabricación europea de baterías, donde consideró que la competitividad tecnológica seguirá siendo un factor determinante para el mercado global. “Hoy en día no nos engañemos, el producto más competitivo y más tecnológico viene de China”, afirmó.

De cara al mercado, Heras explicó que cada vez más empresas industriales están adoptando modelos energéticos integrados, combinando generación renovable y baterías para optimizar su consumo energético.

Tenemos clientes que tienen grandes industrias y a la vez son IPPs, tienen su división de energía. Se hacen sus propios PPAs industriales: tienen su planta fotovoltaica o eólica, meten baterías y aplanan su curva de consumo”, detalló.

Este tipo de esquemas, según el ejecutivo, podrían multiplicarse durante los próximos años, tanto en proyectos de autoconsumo como en plantas híbridas desarrolladas por compañías energéticas e industriales.

Finalmente, Heras destacó que el valor de las baterías dentro del sistema energético depende en gran medida de los sistemas de gestión y control que permiten optimizar su operación.

Si solamente tienes la batería es un gran pisapapeles. Necesitas un software de control, un Energy Management System”, concluyó.

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¿Cómo se prepara un fabricante para las próximas licitaciones de almacenamiento en LATAM?

Argentina empieza a posicionarse como uno de los mercados que despiertan mayor interés para baterías dentro de la región, producto de la licitación «AlmaSADI»que prevé adjudicar 700 MW BESS en los próximos meses.

Danisa Butko, ESS Sales Manager Latam de Gotion, participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina y reveló cómo se prepara la compañía para este tipo de convocatorias.

“Este año podremos lanzar una nueva solución de almacenamiento de 7 MWh que cae perfecto para licitaciones como AlmaSADI. Del mismo modo, estamos desarrollando una solución de 20 MWh que representa un gran ahorro tanto en CAPEX como en espacio del proyecto”, afirmó la ejecutiva.

«Además, tendremos una cadena de O&M en Argentina para dar soporte localmente a los proyectos en el país. También estamos instalando un warehouse en la provincia de Buenos Aires para dar tranquilidad y confiabilidad al cliente», agregó en referencia a la estrategia, considerando que la firma también cuenta con presencia en Chile, Brasil y México, mercados donde el almacenamiento empieza a ganar relevancia dentro de la planificación energética.

Los nuevos desarrollos tecnológicos orientados a incrementar la capacidad energética de los sistemas, una tendencia que ya se observa a nivel global en el mercado BESS, ya que permite optimizar el diseño de los proyectos y reducir costos asociados a la infraestructura.

Mientras la tecnología avanza, el mercado de almacenamiento también enfrenta desafíos vinculados a la evolución de los minerales críticos, especialmente el litio, insumo clave para la fabricación de baterías.

Según explicó Butko, actualmente existen cambios relevantes en la industria que podrían impactar en los precios de los sistemas.

“Este año hay dos cambios importantes para las baterías: la variación del precio del litio y el cambio en el tax refund de China”, advirtió.

El esquema fiscal del país asiático tendrá modificaciones que también influirán en el costo final de los equipos.

“El tax refund pasará del 9% al 6% y luego se eliminará en 2027, lo que provocará un aumento en el precio de las baterías”, sostuvo.

Este escenario obliga a fabricantes y desarrolladores a optimizar el diseño tecnológico y los modelos de negocio para sostener la competitividad de los proyectos.

Mientras que las garantías podrían alcanzar hasta 20 años, mientras que en algunos mercados ya se evalúan contratos que llegan a 25 años de operación, apuntando a garantizar altos niveles de disponibilidad para los proyectos, con servicios que incluyen monitoreo y soporte técnico.

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La carrera por abaratar la energía solar suma una nueva tecnología que recorta «hasta 60%» los costos de instalación

El fabricante tecnológico Chemik Group se propone crecer entre un 25% y un 30% a nivel global durante 2026, impulsado por nuevas soluciones para proyectos fotovoltaicos y una estrategia de expansión internacional en mercados clave. Así lo anunció Héctor Erdociain, CSO & CTO de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

“El año pasado hemos hecho 6 GW de suministro de producto a nivel mundial, que no es poco. Llevamos 40 GW a nivel global”, afirmó Erdociain al explicar el desempeño reciente de la empresa y aseguró que en España Chemik concentra entre el 80% y el 90% de cuota de mercado.

Sobre esa base de crecimiento, la compañía presentó dos nuevas soluciones tecnológicas orientadas a mejorar la seguridad de los activos y reducir los costos de instalación en proyectos fotovoltaicos, en un contexto donde los desarrolladores buscan maximizar la eficiencia operativa y garantizar la bancabilidad de los proyectos.

La primera de estas soluciones es  TCS String, una solución orientada a optimizar las instalaciones de inversores string mediante la industrialización de procesos y la modificación de materiales, con el objetivo de reducir significativamente los costos de implementación.

A través de industrializar más el proceso de la instalación y cambiando tipos de materiales llegamos a ahorros del 55% o 60% en las instalaciones de inversor string”, afirmó Erdociain.

La segunda innovación presentada en el evento fue Chekarc, una tecnología enfocada en la detección temprana de arcos eléctricos en los strings de los proyectos fotovoltaicos, un fenómeno que puede derivar en fallos operativos o incluso incendios si no se identifica a tiempo.

Es capaz de detectar el arco del string y abrirlo para que se quede en conato y, además, avisar a operación y mantenimiento para verificar qué ocurre realmente”, explicó Erdociain durante su presentación.

El sistema se adapta a cada proyecto mediante un proceso previo de análisis eléctrico, que permite diferenciar los arcos reales de los ruidos o armónicos generados por los inversores, uno de los principales desafíos técnicos en este tipo de detecciones.

El arco es algo bastante complejo y lo analizamos para cada proyecto, diferenciando lo que es un arco real de los ruidos que generan los inversores”, señaló el CSO & CTO de Chemik Group.

En esa línea, Erdociain remarcó que el crecimiento de la compañía está estrechamente vinculado a su capacidad de identificar los desafíos operativos de los desarrolladores y ofrecer soluciones tecnológicas que aporten valor en los proyectos.

El ejecutivo explicó que el desempeño alcanzado en los últimos años se apoya principalmente en la fidelización de clientes y el desarrollo de soluciones adaptadas a las necesidades de cada mercado. 

“Al final, eso pasa por ofrecer soluciones que fidelicen a los clientes y buscar los problemas que tienen para darles respuesta”, agregó.

En ese contexto, la compañía también avanza con una estrategia de expansión internacional para sostener el ritmo de crecimiento en los próximos años. Uno de los movimientos recientes fue la firma de una alianza con una empresa local en Japón, un mercado con oportunidades en proyectos de repotenciación de plantas solares.

Hace dos semanas estábamos en Japón firmando un acuerdo de colaboración con una empresa local y ya hemos servido los primeros proyectos con nuestro producto String Plus. El cliente los ha aprobado y ahora vienen 17 proyectos detrás con este producto”, explicó Erdociain.

Además, la compañía también identifica oportunidades de crecimiento en Australia y Estados Unidos, donde está reforzando su presencia mediante alianzas locales y acciones comerciales con actores del sector.

Hemos puesto un country manager de Chemik en Australia para poder dar seguimiento cercano al proyecto y al mercado. Tenemos 1.5 GW servido allí, pero nos cuesta crecer al ritmo que queremos y creemos que esta estrategia nos va a ayudar a crecer”, explicó Erdociain.

Mientras que en Estados Unidos la compañía estableció una alianza con socio local especializado en cableado de aluminio y cobre para el sector energético. 

Hay que identificar en qué mercados puedes ir solo y en cuáles necesitas ir acompañado para que tus productos lleguen al mercado y permitan crecer”, concluyó el ejecutivo.

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S-5! amplía su presencia en Colombia con una distribución más amplia y liderazgo comercial regional

 A medida que el mercado solar en Colombia continúa acelerando su crecimiento, S-5! está ampliando su presencia en el país al fortalecer el soporte de distribución local y el liderazgo comercial regional.

Colombia se ha consolidado como uno de los mercados solares de más rápido crecimiento en América Latina, con una capacidad fotovoltaica (FV) instalada que supera los 3 GW y proyecciones que indican que podría superar los 10 GW antes de 2030. La expansión del país está impulsada por la transición energética nacional, incentivos regulatorios y una creciente inversión del sector privado.

Fortalecimiento del soporte de distribución local

Para atender mejor a EPCs, desarrolladores e instaladores FV en Colombia, S-5! ha reforzado su canal de distribución a través de CELTEC, un socio estratégico desde 2024 que ahora está estableciendo operaciones locales en Colombia. Con nuevas capacidades logísticas dentro del país y disponibilidad de inventario local, esta expansión mejora los tiempos de entrega y la capacidad de respuesta técnica para las soluciones de fijación solar utilizadas en techos metálicos.

CELTEC, con sede en Panamá, se especializa en la distribución de soluciones solares integrales en Centroamérica, Colombia y el Caribe, incluyendo módulos solares, inversores, estructuras de montaje y sistemas de almacenamiento de energía, consolidándose como un socio estratégico en toda la región.

Darío Torres García, CEO de CELTEC, destacó que la alianza refleja una fuerte alineación entre ambas organizaciones. “Desde el inicio de nuestra relación identificamos una clara alineación en la forma de abordar el mercado: altos estándares técnicos, enfoque en la calidad del producto y un fuerte compromiso con el soporte al cliente. Las soluciones de fijación de S-5! representan un referente en durabilidad, resistencia a filtraciones y certificaciones dentro de la industria. Desde CELTEC estamos comprometidos a acompañar su crecimiento en Colombia y a seguir impulsando su desarrollo en la región.”

Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!, subrayó la importancia estratégica del mercado colombiano: “Colombia es un mercado clave dentro de la transición energética de América Latina, con un fuerte impulso en proyectos y un sólido potencial de crecimiento sostenido. Valoramos enormemente nuestra alianza estratégica con CELTEC. Su experiencia y presencia local fortalecen nuestra capacidad para apoyar a desarrolladores y contratistas a medida que la adopción solar continúa expandiéndose. Al reforzar nuestra red de distribución y presencia comercial en el país, estamos bien posicionados para ofrecer un servicio ágil y soluciones certificadas. Nuestra tecnología de montaje sin rieles ha respaldado más de 9 GW de instalaciones solares en techos metálicos en todo el mundo.”

Nuevo liderazgo comercial regional

Como parte de esta expansión, S-5! ha nombrado a Erika Cristancho como Territory Sales Manager para América Latina. Con sede en Bogotá, Colombia, cuenta con casi 10 años de experiencia en el sector solar, especializándose en mercados utility-scale, gestión estratégica de cuentas y desarrollo de negocios a nivel regional.

Cristancho ocupó previamente cargos comerciales senior en una empresa regional de distribución solar y desarrollo de proyectos, donde lideró estrategias nacionales de ventas, apoyó proyectos FV utility-scale y promovió iniciativas de expansión de mercado.

“En toda América Latina, la demanda de soluciones eficientes para la instalación de energía solar en techos metálicos continúa creciendo”, señaló Fuentes. “Estamos introduciendo el primer y más reconocido sistema de montaje solar sin rieles del mundo en toda América Latina para respaldar esta expansión. Nuestro sistema PVKIT®, sin rieles y de fijación directa, elimina la necesidad de rieles en techos metálicos, reduciendo la cantidad de componentes, las cargas adicionales y mejorando la eficiencia de instalación. Con un equipo regional experimentado y una red de distribución fortalecida, estamos bien posicionados para apoyar a nuestros clientes en toda la región.”

Acerca de S-5!
Fundada por un experto veterano en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y los brackets con garantía de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier elemento a la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad del techo y sus garantías. Fabricadas en EE. UU., las soluciones S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones sobre techo y actualmente están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes. Para más información, visite https://es.s-5.com.

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Generadoras de Chile ante nuevo gobierno: «Este período abre una oportunidad para abordar definiciones clave del sistema eléctrico»

LA Asociación Gremial de Generadoras de Chile valoró el inicio del nuevo ciclo gubernamental y señaló que el sector energético enfrenta una etapa que demanda conducción estratégica para resguardar la seguridad y continuidad operativa del sistema eléctrico nacional, en un contexto donde la creciente electrificación del país exige un mercado que se desarrolle de manera sustentable y con estándares de calidad de servicio a la altura de esa transformación. 

El director Ejecutivo del gremio, Camilo Charme, sostuvo que «Chile enfrenta un momento determinante en materia energética. Pasamos de una fase de instalación masiva de energías renovables a operar un sistema de alta complejidad técnica, con definiciones regulatorias pendientes —en servicios complementarios, reglas de operación y señales económicas— que son clave para garantizar la seguridad y resiliencia del sistema».

«La energía no es un tema sectorial: es el habilitante para el crecimiento de la minería, los data centers, la desalación y el desarrollo de las regiones, y -por lo mismo- requiere ser abordada con visión de Estado», añadió.

En esa línea, desde la asociación gremial, que agrupa a las principales empresas de generación eléctrica del país, destacaron que el nuevo período abre una oportunidad para articular los objetivos energéticos con la realidad territorial y lograr que los beneficios de una matriz más competitiva se reflejen en tarifas eficientes para el consumidor final. 

Asimismo, Generadoras afirmó que la experiencia de la nueva ministra de Energía, Ximena Rincón, para conducir una etapa de alta exigencia técnica e institucional. «Confiamos en su capacidad para liderar este proceso y como industria estamos disponibles para aportar con propuestas técnicas concretas al servicio del país», agregó Charme, quien reiteró la disposición del gremio al diálogo con las nuevas autoridades en favor de un sistema eléctrico seguro y eficiente, con el propósito de que el mercado eléctrico se desarrolle de manera sostenible y, a su vez, entregar una mejor calidad y seguridad de servicios a los clientes en su proceso natural de electrificación.

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Guerra en Medio Oriente: por la escalada del barril, aumentan las retenciones al petróleo convencional

La decisión del gobierno busca gestionar el impacto de la suba del Brent en los precios internos de los combustibles.

El gobierno oficializó a fines de enero la baja de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de los campos convencionales. Lo hizo después de instrumentar un nuevo esquema variable de alícuotas de derechos de exportación con la intención de viabilizar la inversión en yacimientos maduros de la cuenca del Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz), Mendoza y también Neuquén.

Con ese nuevo esquema, a fines de febrero se estableció una retención de 3,36% para el petróleo convencional, tomando en cuenta un precio promedio del crudo de US$ 71,30. Sin embargo, debido a la disparada que experimento la cotización del barril a partir del estallido de la Guerra en Medio Orienteeste viernes el Brent volvió a cotizar por encima de los 100 dólaresel gobierno elevará nuevamente esa retención al 8 por ciento.

Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privadas al tanto de la decisión oficial. «Las retenciones a la exportación a aplicar (al petróleo convencional) dependen del precio internacional del Brent. Mensualmente se determina el precio internacional a considerar para el cálculo como promedio de los últimos cinco días del mes anterior. Y semanalmente en caso que la variación supere el 15% deben redeterminarse. En este caso, el movimiento superó ese valor y será modificado», explicó una fuente al tanto de la variación.

Último precio del crudo tomado como referencia para la fijación de las retenciones al crudo convencional.

La suba de las alícuotas de las retenciones al crudo convencional para el petróleo que se explota en Vaca Muerta no habrá cambios y la alícuota seguirá en un 8% del precio de exportaciónse dará a conocer en las próximas horas y alcanzará a todos los productos incluidos en los decretos 488/2020 y 59/2026, que incluyen tanto al petróleo crudo como a derivados (solventes, naftas vírgenes y combustibles pesados, entre otros).

La decisión del gobierno apunta, a su vez, a gestionar el impacto de la suba del Brent en los precios internos de los combustibles, porque incentiva a los productores locales a venderle a un importe un poco más bajo a las refinerías el crudo pesado que se produce en el país.

Cómo se fijan las retenciones en la actualidad para el crudo convencional

La fórmula polinómica que figura en el decreto 59/2026.

La fórmula que rige actualmente establece que si el precio del barril de crudo Brent se encuentra por debajo de los US$ 65 la retención es 0% y si supera los US$ 80 es de 8%. Para valores intermedios, se utiliza una fórmula polinómica de ajuste que en este caso arrojó una retención de 3,36% tomando como referencia una cotización del crudo de US$ 71,30, que surge del promedio de los últimos cinco días de febrero.  

Ese esquema, oficializado a través del decreto 58/2026, representó un alivio fiscal en comparación con el régimen anterior, que fijaba 0% si la cotización del barril perforaba los US$ 45 y saltaba al 8% cuando superaba el techo de US$ 60. El objetivo fue hacer más rentable los yacimientos convencionales que tienen costos de extracción más altos y venían golpeados por el descenso que había registrado la cotización del barril.

El anuncio llegó luego de una serie de acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz.

La guerra en Medio Oriente modificó el escenario de modo brusco

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

Sin embargo, lo ocurrido en las últimas semanas modificó el escenario de manera sustancial luego del bombardeo de Estados Unidos e Israel a Irán porque el barril de crudo se ubicó por encima de los US$ 100 con picos de US$ 120. Es decir, las empresas se vieron beneficiadas con una suba del crudo del 40% y continúan pagando una retención que no llega al 4%.  

, Fernando Krakowiak

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El Instituto Vaca Muerta incorporó a Pampa Energía como socia

Pampa Energía se incorporó como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), la institución educativa que formará a técnicos que requiere el desarrollo del shale en Argentina.

Durante la firma estuvieron presentes el CEO de Pampa Gustavo Mariani, el presidente y CEO de YPF Horacio Marín, y presidente del IVM, Lisandro Deleonardis.

La inauguración del IVM está prevista para el 16 de marzo en la sede del Polo
Tecnológico de Neuquén. La nueva institución brindará:

  • Formación basada en la práctica real, con foco en la seguridad operativa
    y la excelencia técnica como pilares fundamentales.
  • Pozo escuela donde los estudiantes pueden realizar maniobras críticas y
    prácticas reales en un entorno controlado.
  • Simuladores educativos y operativos, laboratorios técnicos y equipamiento
    de última generación.
  • Participación activa de especialistas de la industria en el diseño y dictado
    de los contenidos.
  • En la primera apertura de inscripciones, el instituto tuvo un récord de 13.000
    inscriptos. Se proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año,
    abarcando áreas como perforación, fractura, producción, mantenimiento y
    tratamiento de crudo y gas.
  • El IVM tiene su sede en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipado con tecnología
    e infraestructura moderna además de conectividad. Allí se desarrollan las clases
    teóricas y prácticas, con acceso a simuladores de perforación, fractura, wireline,
    tableros de control de procesos con PLC, laboratorios de automatización, química
    aplicada, mantenimiento electromecánico y más. Además, contara con un Pozo
    escuela ubicado en Río Neuquén, donde los estudiantes realizan maniobras
    críticas y prácticas en condiciones reales de operación.
  • Las empresas operadoras que ya son socias del IVM son YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron, Pluspetrol, Shell Argentina y CGC; y las de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB, Huinoil PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM.

“La incorporación de Pampa Energía al Instituto Vaca Muerta confirma que estamos construyendo, entre todas las empresas de la industria, el proyecto educativo más importante para el futuro energético del país. Asegurando una formación alineada con las necesidades reales de la operación no convencional y aportando al desarrollo a Vaca Muerta”, afirmó Horacio Marín.

Gustavo Mariani, en tanto, sostuvo que “para consolidar el crecimiento de Vaca Muerta es imprescindible fortalecer las instancias de formación técnica y profesional. Sumarnos al Instituto es una manera concreta de aportar al desarrollo del talento técnico que el sector necesita para seguir creciendo”.

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Con foco en Vaca Muerta, el Gobierno activa la reasignación de capacidades del sistema de transporte de gas

La Secretaría de Energía de la Nación instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) a llevar adelante la “reasignación integral” de las capacidades del sistema de transporte de gas natural, con el objetivo de adecuarlo a la nueva matriz de abastecimiento del país, que tiene a Vaca Muerta (Cuenca Neuquina) como principal foco de producción.

Mediante la Resolución 66/2026, se describe que el sistema vigente fue revisado debido a que fue diseñado cuando las Cuencas Norte (Noroeste) y Austral concentraban gran parte de la oferta de gas natural.

“La declinación estructural de esas cuencas dejó contratos y rutas firmes asociados a volúmenes que hoy no existen”, señaló Energía, y agregó que “como consecuencia, había capacidad contratada que no podía utilizarse, rutas técnicamente inservibles, mayores costos para industrias del Litoral y de la región Centro, y distorsiones en la asignación de transporte que encarecían el abastecimiento y afectaban la eficiencia del sistema”.

La medida dispone que Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) suspendan los contratos de transporte firme vinculados al esquema anterior para optimizar el uso de la capacidad existente, especialmente en el Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK).

Asimismo, el ENARGAS convocará a una consulta pública como parte del proceso de adecuación regulatoria y aprobación de los nuevos cuadros tarifarios, señala la Resolución.

La producción actual se concentra en la Cuenca Neuquina, impulsada por Vaca Muerta, y el transporte debe alinearse con esa realidad, remarcó la S.E.

“La reorganización (del sistema de transporte) ajusta los contratos para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, asegurando un reparto equitativo para que las distribuidoras cubran primero su demanda prioritaria y luego el resto de la demanda ininterrumpible”, se indicó.

Entonces, “cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos de los cargadores directos con las transportistas”.

Energía sostiene que “el resultado será un sistema más eficiente y transparente: se eliminarán rutas que no pueden utilizarse, se corregirán distorsiones que perjudicaban a la industria, se reducirán prácticas arbitrarias de reventa de transporte y se dejará atrás un esquema sostenido por parches, avanzando hacia una solución estructural y definitiva del transporte de gas en la Argentina”.

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Miguel Galuccio: “El rally del petróleo puede impulsar la industria shale de Vaca Muerta”

El fundador y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio, afirmó que el actual contexto internacional de precios más altos del petróleo podría acelerar el desarrollo de la industria shale en la Argentina y reforzar el rol del país como proveedor global de energía.

El rally del petróleo puede impulsar la industria shale de Argentina”, señaló Galuccio en una entrevista con Matt Miller y Dani Burger en el programa Open Interest de Bloomberg TV. El directivo se refirió a la escalada del precio internacional desde el conflicto militar en Medio Oriente, que hoy mantenía el valor por encima de los US$100 el barril.

Según explicó, los precios más altos derivados de la guerra en Irán podrían impulsar la inversión de capital en el sector de shale de Argentina, en un momento en el que la producción ya se encuentra en aceleración, y en octubre pasado sobrepasó su récord histórico de 860.000 barriles, luego de 27 años.

En esa charla, el ejecutivo destacó el potencial que tiene el país para ganar relevancia en el mapa energético global. “Si este año podemos llegar al millón de barriles, vamos a ingresar al top 20 de productores de petróleo mundial. Y eso sería transformacional para la Argentina”, afirmó.

Seguridad energética global

Galuccio también consideró que el actual escenario geopolítico volvió a poner en el centro del debate la seguridad energética. “Lo más importante es cómo recuperamos la seguridad energética. ¿De dónde va a venir el resto del petróleo que el mundo necesita? Y creo que Argentina tiene un rol que jugar como un nuevo actor a escala global”, sostuvo.

Al ser consultado sobre los planes de inversión de Vista en este contexto, el ejecutivo señaló que “aún es temprano para definir si la compañía actualizará su guía de inversiones para el año, actualmente estimada entre 1.500 y 1.600 millones de dólares”.

Tenemos mucha elasticidad: perforamos un pad de cuatro pozos en cuatro meses”, explicó. “Si hoy apretamos el botón porque contamos con más capex gracias a un precio del petróleo más alto, en cuatro meses estaremos entregando más petróleo al mundo”.

Por último, Galuccio destacó la calidad del recurso de Vaca Muerta, aunque remarcó que el desafío hacia adelante será escalar el desarrollo. “Hemos sido bendecidos por la roca. Pero para acelerar el desarrollo necesitamos más capital, más empresas de servicios petroleros, más proveedores de insumos y más competencia”, concluyó.

, Redacción EconoJournal

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Qué medidas tomó Lula para morigerar el impacto del precio del petróleo sobre los combustibles en Brasil

El gobierno de Lula da Silva adoptó esta semana una serie de medidas de corte impositivo para morigerar el impacto del fuerte alza en el precio internacional del petróleo crudo sobre los precios del gasoil en Brasil, un combustible que mayormente importa para su abastecimiento interno.

Lula firmó el jueves un decreto presidencial suspendiendo la aplicación de los impuestos PIS y Cofins sobre la importación y venta de gasoil (diesel). También firmó una medida provisoria para subsidiar el gasoil para los productores e importadores del combustible. Las medidas son de carácter temporal hasta el 31 de diciembre de este año.

El Ministerio de Hacienda evaluó que estas medidas tendrán un costo fiscal en el caso de la suspensión de impuestos de 20.000 millones de reales y en el caso del subsidio a los productores de gasoil de 10.000 millones. En dólares representan un costo fiscal total de US$ 5671 millones.

La baja impositiva redondeará en un beneficio final para los consumidores de 0,64 reales (US$ 0,12) por litro de gasoil.

Brasil: Lula aumentó las retenciones a las exportaciones de petróleo

Para compensar el costo fiscal, el gobierno dispuso un aumento temporal en las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo. La alícuota en la retención pasó al 12% para las exportaciones de petróleo crudo o minerales bituminosos. También se fijó una alícuota del 50% sobre las exportaciones de gasoil.

“Los productores que obtengan beneficios extraordinarios contribuirán con un impuesto temporal a la exportación. Se trata de medidas temporales relacionadas con el estado de guerra que estamos viviendo, sin una solución previsible a muy corto plazo”, declaró el ministro de Hacienda, Fernando Haddad.

Es probable que la medida termine siendo judicializada por las petroleras. El Estado brasileño aplicó una suba de retenciones temporal en 2022 en respuesta a la suba de los precios del crudo y gasoil en el mundo por el estallido de la guerra de Rusia contra Ucrania.

Petroleras en Brasil demandaron al Estado brasileño y obtuvieron un fallo favorable en 2025 que ordena restituir los impuestos cobrados.

Control y fiscalización

Para evitar comportamientos especulativos, el gobierno definió parámetros objetivos para que la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) y los organismos de protección al consumidor puedan controlar con mayor eficacia que la baja de precios se traslade al consumidor.

El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, vinculó esa mayor necesidad de control y fiscalización en los precios con la política del gobierno del ex presidente Jair Bolsonaro de privatización de refinerías y de BR Distribuidora, una empresa que controla miles de estaciones de servicio.

“Lamentablemente, el modelo criminal de venta de nuestros activos nacionales del gobierno anterior nos llevó a reducir la producción de productos refinados en Brasil: gasolina, diésel y gas natural. Por lo tanto, fue un crimen contra Brasil y los brasileños deshacerse de BR Distribuidora”, comentó el Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira.

, Nicolás Deza

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El Gobierno reasigna el sistema de transporte de gas natural para adaptarlo a Vaca Muerta

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) a llevar adelante la reasignación integral de las capacidades del sistema de transporte de gas natural, con el objetivo de adecuarlo a la nueva matriz de abastecimiento del país.

Mediante la Resolución 66/2026, el sistema vigente fue revisado debido a que había sido diseñado cuando las cuencas Norte y Austral concentraban gran parte de la oferta. La declinación estructural de esas cuencas dejó contratos y rutas firmes asociados a volúmenes que hoy no existen. Como consecuencia, había capacidad contratada que no podía utilizarse, rutas técnicamente inservibles, mayores costos para industrias del Litoral y la región Centro, y distorsiones en la asignación de transporte que encarecían el abastecimiento y afectaban la eficiencia del sistema.

“La producción actual se concentra en la Cuenca Neuquina, impulsada por Vaca Muerta, y el transporte debe alinearse con esa realidad. La reorganización ajusta los contratos para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, asegurando un reparto equitativo para que las distribuidoras cubran primero su demanda prioritaria y luego el resto de la demanda ininterrumpible”, afirmaron.

Cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos de los cargadores directos con las transportistas.

La medida también dispone que Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) suspendan los contratos de transporte firme vinculados al esquema anterior para optimizar el uso de la capacidad existente, especialmente en el Gasoducto Perito Moreno. Asimismo, el ENARGAS convocará a una consulta pública como parte del proceso de adecuación regulatoria y aprobación de los nuevos cuadros tarifarios.

El resultado será un sistema más eficiente y transparente: se eliminarán rutas que no pueden utilizarse, se corregirán distorsiones que perjudicaban a la industria, se reducirán prácticas arbitrarias de reventa de transporte y se dejará atrás un esquema sostenido por parches, avanzando hacia una solución estructural y definitiva del transporte de gas en la Argentina.

Con esta decisión, el Gobierno Nacional elimina distorsiones heredadas, ordena el sistema de transporte y lo adapta a la nueva geografía productiva del gas argentino.

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Advierten que el mundo enfrenta la mayor interrupción del suministro de petróleo de la historia

En pleno desarrollo de la guerra en Medio Oriente, con ataques a barcos petroleros y el recalientamiento de una zona clave para el mercado energético, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) calificó a la actual coyuntura como la mayor interrupción del suministro de petróleo de la historia moderna.

En su último informe mensual de mercado, la institución señaló que el conflicto bélico iniciado el pasado 28 de febrero con los ataques aéreos de Estados Unidos e Israel contra Irán ha generado un colapso logístico y productivo sin precedentes.

Esto provocó, entre otras cosas, el cierre del estrecho de Ormuz, por donde pasa el 20% del petróleo y el gas natural licuado del mundo, lo que ocasionó una reducción en el suministro mundial de 8 millones de barriles diarios en lo que va de marzo.

Crisis petrolera: los países del Golfo frenan la producción

En paralelo, los países del Golfo Pérsico ya recortaron su producción total en al menos 10 millones de barriles diarios, un volumen que representa casi el 10% de la demanda mundial de crudo.

La AIE advirtió que, incluso si el conflicto cesara de inmediato, la normalización de la industria no será instantánea. El organismo explicó que el cierre de los procesos de exploración y producción posee una inercia técnica compleja. En muchos casos, los yacimientos tardarán semanas o meses en volver a los niveles operativos anteriores a la crisis, dependiendo de la disponibilidad de equipos, recursos y el retorno de los trabajadores especializados a la región.

Sin una rápida reanudación de los flujos de transporte marítimo, la agencia estima que las pérdidas de suministro están destinadas a aumentar, profundizando el desequilibrio entre la oferta y la demanda global. Esta situación mantiene en vilo a las economías occidentales, que dependen críticamente de esta vía para su abastecimiento energético.

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Escalada en Medio Oriente: ataque a dos petroleros extranjeros frente a Irak deja un muerto y varios desaparecidos

En las últimas horas dos buques petroleros extranjeros fueron atacados en las aguas territoriales de Irak. En redes sociales se viralizaron varias imágenes de las embarcaciones prendidas fuego en medio del Golfo. Esto ocurre en medio del bloqueo de Irán al estrecho de Ormuz, tras el aviso de que no dejarán pasar “ni un litro de petróleo” .

El Gobierno iraquí calificó el bombardeo como “una violación de su soberanía” y confirmó que el ataque ocurrió cerca de terminales petroleras estratégicas del país.

El jefe de la Célula de Seguridad de Irak, teniente general Saad Maan, informó en declaraciones al medio estatal Al Iraqiya que un miembro de la tripulación murió durante el ataque y 37 personas fueron rescatadas, mientras continúan las operaciones para localizar a los desaparecidos.

Por su parte, el director de la Compañía General de Puertos de Irak (GCPI), Farhan al Fartousi, señaló que los dos buques fueron alcanzados durante el incidente y precisó que uno de ellos navegaba bajo bandera de Malta.

Tras el ataque, las autoridades decidieron suspender completamente las operaciones en todas las terminales petroleras iraquíes, aunque los puertos comerciales continúan funcionando con normalidad.

De acuerdo con la televisión estatal, uno de los petroleros dañados transportaba combustibles suministrados por la Organización Estatal de Comercialización de Petróleo (SOMO) y realizaba una operación de transferencia entre barcos (STS) cuando se produjo el impacto.

Las imágenes difundidas por medios locales mostraron grandes bolas de fuego y densas columnas de humo que se elevaban desde una de las embarcaciones en el Golfo.

Por el momento, no se confirmó el tipo de ataque. Las autoridades investigan si se trató de drones o de embarcaciones cargadas con explosivos, una táctica utilizada en el pasado para atacar el tráfico marítimo en el Golfo y el estrecho de Ormuz.

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Provincia de Buenos Aires avanza con cinco parques solares en el interior

El Gobierno de la provincia de Buenos Aires dio el último paso administrativo para poner en funcionamiento cinco parques solares que aportarán energía renovable al sistema en puntos críticos del interior. Lo hizo a través de la firma de convenios de operación y mantenimiento con entidades eléctricas que prestan servicio en AzulAlberti, Punta IndioSan Cayetano Coronel Rosales.

Si bien los cinco parques ya están en obra desde el año pasado con inversión de la administración provincial, ahora se puso en manos de las prestadoras locales, algunas de ellas cooperativas, la preservación de los mismos.

El subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, firmó los convenios para los parques solares instalados en esas cinco ciudades en un acto que contó con la presencia de sus intendentes, de las cooperativas eléctricas y de Ricardo Lospinnato, el coordinador ejecutivo del Programa de Incentivo a la Generación Distribuida (Proinged).

Estas cinco nuevas intervenciones se suman a los 26 que ya se encuentran operativos en el territorio bonaerense y que, junto al sistema de generación renovable de la Isla Martín García, alcanzan un total de 11.5 MW de potencia instalada. Ahora, se sumarán 4 megavatios más, producto de los cinco parques que tendrán una inversión final de 2,5 millones de dólares.

La concreción de estos parques brindará una solución a problemas estructurales de restricciones del servicio eléctrico local, y lo hará con energía limpia, alcanzando una generación estimada de 4 megavatios al año, lo que equivale al abastecimiento de 1.300 hogares.

Las obras están en las localidades de Pehuen Có (Coronel Rosales), San Cayetano, 16 de Julio (Azul), Pipinas (Punta Indio) y Alberti. En el caso de los parques de Pehuen Có y San Cayetano, se incorporará, además, un sistema de almacenamiento en baterías de litio, que permitirá cargar de energía y atender las demandas fuera del horario solar.

“Se trata de una inversión muy importante que marca un antes y un después para nuestra villa balnearia y para todo Coronel Rosales, porque nos permite avanzar hacia una matriz energética más moderna, eficiente y sustentable”, dijo el intendente local, Rodrigo Aristimuño.

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Bahía Blanca: histórica inversión de US$ 3.000 millones para procesar líquidos de Vaca Muerta

Bahía Blanca se encamina a ser uno de los puntos clave de la mayor inversión en procesamiento de líquidos de gas natural anunciada en la historia energética argentina. La empresa Transportadora de Gas del Sur (TGS) presentó un proyecto de 3.000 millones de dólares que conectará la cuenca de Vaca Muerta con el polo petroquímico bahiense mediante nueva infraestructura para transporte, procesamiento y exportación de hidrocarburos.

El anuncio se realizó durante la Argentina Week en Nueva York y contempla la construcción de un poliducto de 573 kilómetros que unirá la planta de Tratayén con Bahía Blanca, permitiendo transportar líquidos derivados del gas natural hasta instalaciones de fraccionamiento y almacenamiento.

Según replicó La Nueva, el proyecto prevé en la ciudad una nueva planta de fraccionamiento con capacidad de 2,7 millones de toneladas anuales, además de una terminal marítima especializada en Puerto Galván con tanques para distintos tipos de líquidos (C3, C4 y C5+) destinados principalmente a la exportación.

El intendente Federico Susbielles destacó el impacto del anuncio y afirmó: “Esta inversión es la consolidación de Bahía Blanca como el lugar natural de salida de Vaca Muerta, donde más se puede agregar valor y más tiempo se puede ahorrar para salir rápidamente al mercado, que es lo que sin lugar a duda Argentina necesita”, cita el sitio La Brújula 24.

Según los detalles técnicos del desarrollo, la planta de fraccionamiento tendrá una capacidad estimada de 90.000 barriles diarios, mientras que las instalaciones portuarias incluirán tanques de propano de 100.000 metros cúbicos y de butano de 70.000 metros cúbicos, junto con brazos de carga para producto refrigerado. Este proyecto prevé movilizar aproximadamente 3.000.000 de toneladas anuales, lo que representa más del 15% del movimiento de cargas registrado anualmente en el área de Ingeniero White–Puerto Galván.

La inversión se ejecutará durante 45 meses e incluirá obras en las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, generando 4.000 nuevos puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos. Durante el anuncio participó el ministro de Economía, Luis Caputo, quien destacó la importancia del proyecto para el desarrollo económico del país: “Este es el tipo de inversiones que necesitamos, es lo que va a sacar a la Argentina adelante”.

El plan también cuenta con el respaldo de los accionistas de TGS, entre ellos Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, quien subrayó que se trata del mayor desarrollo de procesamiento de líquidos realizado en más de 25 años en el país. Según estimaciones de la compañía, el complejo permitirá generar exportaciones superiores a US$ 2.000 millones anuales, reforzando el rol de Argentina como proveedor energético regional.

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YPF avanza en un financiamiento histórico con Banco Santander para destrabar Argentina LNG

YPF dio un paso decisivo para asegurar el financiamiento del proyecto Argentina LNG, la mayor apuesta energética del país en medio siglo. La compañía negocia con Banco Santander un crédito por 8.000 millones de dólares, un monto que cubriría casi la mitad de la inversión necesaria para alcanzar la decisión final de inversión (FID) antes de fin de año.

El movimiento confirma que el megaproyecto de licuefacción de gas de Vaca Muerta ya ingresó en la agenda de los grandes bancos globales.

El financiamiento forma parte de un paquete total estimado en 17.000 millones de dólares. JP Morgan actúa como asesor financiero y ya contactó a más de 200 bancos internacionales, de los cuales 90 manifestaron interés en participar. La escala del proyecto, su horizonte exportador y la presencia de socios globales como ENI y ADNOC despertaron la atención de fondos soberanos, bancos multilaterales y entidades especializadas en infraestructura energética.

YPF también mantiene conversaciones con Saudi Aramco, que evalúa incorporarse como socio estratégico.

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Para Santander, el acuerdo representa una oportunidad para consolidarse como el principal financiador de infraestructura energética en América Latina. El banco ya lideró el project finance del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, por 2.000 millones de dólares, la operación más grande de la historia argentina en ese formato.

Su participación en Argentina LNG reforzaría su posición en un sector que demanda financiamiento de largo plazo, ingeniería financiera compleja y capacidad de estructurar operaciones multimoneda.

El proyecto Argentina LNG es clave para transformar el perfil energético del país. Permitirá exportar gas de Vaca Muerta a mercados de Asia y Europa, diversificar ingresos y generar un flujo estable de divisas.

La infraestructura prevista incluye una planta de licuefacción de gran escala, ampliaciones de gasoductos y obras complementarias para garantizar la evacuación del gas. La magnitud del proyecto exige un marco regulatorio estable, contratos de largo plazo y una coordinación estrecha entre empresas, bancos y organismos del Estado.

El avance en el financiamiento muestra que Argentina puede atraer capital global cuando combina recursos de clase mundial, socios internacionales y una estrategia clara de inserción en mercados energéticos.

Si el país logra sostener previsibilidad y acelerar la ejecución de infraestructura, Argentina LNG puede convertirse en un proyecto transformador, capaz de posicionar a Vaca Muerta como un proveedor estructural de gas para un mundo que busca seguridad energética y diversificación

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Vaca Muerta desata interés global en la Argentina Week y activa nuevas rondas de inversión

La Argentina Week en Nueva York dejó una señal contundente para el mercado energético internacional: Vaca Muerta volvió al radar de los grandes fondos y de las petroleras globales. La combinación de productividad, costos competitivos y potencial exportador generó un clima de optimismo que no se veía desde antes de la pandemia.

Las reuniones entre empresas, bancos y fondos mostraron un interés concreto por financiar proyectos de shale, infraestructura y exportación.

Los inversores destacaron la madurez operativa alcanzada por la cuenca. La curva de aprendizaje redujo costos, mejoró la eficiencia en perforación y consolidó un modelo industrial capaz de competir con cuencas de Estados Unidos. Este salto técnico, sumado a la necesidad global de diversificar proveedores, posicionó a Vaca Muerta como un activo estratégico para fondos de Estados Unidos, Europa y Medio Oriente.

Entre los actores que participaron de las reuniones hubo supermajors como Chevron, ExxonMobil y Shell; compañías ya instaladas como YPF, Vista y Pampa Energía; y fondos como BlackRock, JP Morgan, Goldman Sachs, Mubadala y QIA.

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El foco estuvo puesto en proyectos de mediano y largo plazo: ampliaciones de oleoductos, nuevas plantas de tratamiento, infraestructura de evacuación y, especialmente, iniciativas vinculadas al gas natural licuado. La posibilidad de que Argentina se convierta en un exportador estable de LNG volvió a ser parte de la agenda.

Los fondos también analizaron oportunidades en infraestructura crítica. Empresas como TC Energy, Enbridge y Golar LNG evaluaron proyectos de transporte, almacenamiento y licuefacción. La presencia de Petronas y Sinopec mostró que Asia sigue mirando a Vaca Muerta como un proveedor confiable en un contexto global marcado por tensiones geopolíticas y competencia por recursos.

La euforia que dejó la Argentina Week no es solo un fenómeno de mercado. Es la confirmación de que el país tiene un activo energético capaz de atraer capital global si ofrece previsibilidad, reglas claras y velocidad en la ejecución de infraestructura. La ventana de oportunidad está abierta y el interés internacional es real.

Si Argentina logra consolidar un marco estable, Vaca Muerta puede convertirse en uno de los motores de inversión más importantes de la región y en un proveedor estratégico para un mundo que busca seguridad energética y diversificación

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Miguel Galuccio fue elegido Empresario Argentino del Año en Argentina Week

Miguel Galuccio, CEO y fundador de Vista, recibió el premio “Empresario Argentino del Año” durante Argentina Week, el evento que AmCham organiza en Nueva York para promover inversiones y fortalecer el vínculo entre empresas de ambos países.

El reconocimiento destacó su rol en la expansión del shale oil en Vaca Muerta y la consolidación de Vista como la segunda productora de petróleo del país.

El jurado valoró la capacidad de Galuccio para atraer capital internacional, ejecutar planes de crecimiento sostenido y profesionalizar la operación energética en un contexto global volátil. Vista logró aumentar su producción, mejorar eficiencia y posicionarse como una de las compañías con mejor desempeño operativo del sector.

La empresa también avanzó en proyectos de descarbonización y en la adopción de estándares internacionales de gobernanza.

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Argentina Week reunió a ejecutivos, fondos de inversión y funcionarios de Estados Unidos y Argentina. La energía fue uno de los ejes centrales del encuentro, con foco en el potencial exportador de Vaca Muerta y en la necesidad de reglas estables para escalar inversiones.

Galuccio remarcó que la competitividad del shale argentino depende de infraestructura, financiamiento y un marco regulatorio previsible.

El reconocimiento a Galuccio refleja el interés global por el desarrollo energético argentino y la importancia de contar con empresas capaces de ejecutar proyectos de escala internacional.

La consolidación de líderes corporativos con trayectoria técnica y visión estratégica fortalece la credibilidad del sector y abre oportunidades para atraer capital en un momento clave para la transición energética y el crecimiento del país.

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