Aunque la energía dominó la agenda pública de la Argentina Week en Nueva York, la minería tuvo un capítulo clave en las reuniones privadas entre fondos, bancos y compañías globales. Los minerales críticos —litio y cobre— se consolidaron como activos estratégicos para la transición energética, y Argentina apareció como uno de los países con mayor potencial de crecimiento en la próxima década.
A diferencia de otros sectores, la minería argentina busca consolidar a los actores que ya operan en el país, pero también atraer nuevos jugadores globales capaces de aportar capital, tecnología y velocidad de ejecución.
En litio, participaron compañías con operaciones activas o en expansión —Arcadium Lithium (Livent–Allkem), Ganfeng, POSCO, Lithium Americas y Tibet Summit— que evalúan nuevas etapas de inversión en proyectos como Sal de Vida, Cauchari–Olaroz, Sal de Oro y Pozuelos–Pastos Grandes.
En cobre, el interés se concentró en proyectos avanzados como Josemaría, Los Azules, Taca Taca y MARA, impulsados por empresas presentes en la región como Lundin Mining, First Quantum, Glencore y Rio Tinto.
La presencia de estos actores confirma que la Argentina Week funcionó como un espacio para profundizar compromisos existentes, pero también para abrir la puerta a nuevos inversores institucionales y fondos soberanos.
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Los bancos globales —JP Morgan, Santander, Bank of America— y fondos de Medio Oriente analizaron la viabilidad financiera de los grandes proyectos de cobre y litio, que requieren inversiones de largo plazo y marcos fiscales estables. Las conversaciones giraron en torno a tres condiciones centrales: estabilidad fiscal a 30 años, reglas claras para exportaciones y retenciones, y un marco ambiental alineado con estándares internacionales.
La infraestructura logística —energía, rutas, ferrocarril y puertos— también fue un punto crítico en las reuniones, especialmente para proyectos de cobre que dependen de corredores bioceánicos.
La Argentina Week dejó una señal clara: la minería argentina está activamente buscando nuevos jugadores globales, al mismo tiempo que consolida a los que ya están. Las empresas presentes en Nueva York representan el núcleo del mercado mundial de minerales críticos y ven en Argentina una oportunidad concreta para escalar producción en un contexto de demanda creciente por baterías, electromovilidad y energías renovables.
Si el país logra ofrecer previsibilidad y acelerar permisos, puede transformar su cartera de proyectos en inversiones efectivas y consolidarse como un proveedor estratégico en la cadena global de minerales críticos.
Los países integrantes de la Agencia Internacional de Energía (AIE) acordaron liberar una cantidad récord de reservas estratégicas para estabilizar el mercado global ante el impacto que generó el cierre del Estrecho de Ormuz, uno de los principales corredores energéticos del planeta. Se trata de lanzar al mercado 400 millones de barriles.
El anuncio fue realizado por el director ejecutivo del organismo, Fatih Birol, quien explicó que la medida fue aprobada por unanimidad entre los países miembros. Corresponden a reservas de petróleo de emergencia para compensar la interrupción del suministro provocada por el conflicto en Medio Oriente.
El cierre del estrecho, clave para el transporte del crudo producido en la región, generó una fuerte tensión en los mercados energéticos internacionales y disparó la preocupación por el abastecimiento global.
En medio de ese escenario, el martes los precios del petróleo registraron una fuerte caída luego de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, afirmara que el enfrentamiento con Irán podría terminar “muy pronto”. Aun así, las cotizaciones continúan con alta volatilidad y se mantienen por encima de los niveles previos al inicio de la guerra.
En paralelo, la petrolera estatal saudí Saudi Aramco advirtió que la situación podría tener “consecuencias catastróficas” para los mercados energéticos si no se restablece el flujo normal de buques a través del estrecho.
En este contexto, el Grupo de los Siete (G7), que reúne a las principales economías industrializadas, también expresó su disposición a intervenir en los mercados energéticos mediante la liberación de reservas estratégicas si la situación lo requiere.
“Las reservas estratégicas serían útiles si la guerra se mide en semanas, lo que sigue siendo nuestro escenario base. Pero si se trata de una guerra prolongada que dure meses, las reservas estratégicas por sí solas no serían suficientes”, señaló Mohit Kumar, analista del banco de inversión estadounidense Jefferies.
La aceleración de los planes de inversión en Vaca Muerta abrió una paradoja que ya se siente en Neuquén y Río Negro: mientras las operadoras y empresas de servicios anuncian proyectos de escala global, la oferta de personal calificado no alcanza para sostener el ritmo de crecimiento.
El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) proyecta que, hacia 2030, la industria necesitará entre 30.000 y 43.000 trabajadores directos adicionales solo para perforación, completación y operaciones. El déficit de talento se convirtió en uno de los principales cuellos de botella del shale argentino.
En este contexto, miles de personas buscan ingresar al sector, pero la mayoría queda fuera de los procesos de selección por errores metodológicos básicos. El envío de CV genéricos, sin oficio definido ni certificaciones técnicas, es uno de los filtros automáticos más frecuentes.
Las compañías no buscan “gente para petróleo”; buscan perfiles operativos concretos, con habilidades prácticas, cultura de seguridad y disponibilidad real para trabajar por diagrama en entornos exigentes.
Los reclutadores coinciden en que el primer paso para ser empleable es construir una identidad laboral operativa. Un CV efectivo debe comenzar con un perfil claro —“Operario industrial”, “Técnico electromecánico”, “Ayudante de perforación”— y detallar tareas concretas, incluso si provienen de otras industrias. La clave es demostrar transferencia industrial: mantenimiento preventivo, operación de equipos, reducción de paradas, trabajo bajo normas de seguridad.
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Las competencias técnicas deben ocupar un lugar central, junto con certificaciones como Trabajo en Altura, Espacios Confinados, Manejo Defensivo, HSE, soldadura API/ASME u operación de maquinaria pesada.
La industria también demanda adaptabilidad. El régimen laboral petrolero —turnos rotativos, trabajo en campo, jornadas prolongadas, clima extremo— es un filtro invisible que muchos candidatos desconocen. Las empresas valoran la disponibilidad explícita para diagramas, reubicación y trabajo nocturno.
En paralelo, LinkedIn se volvió una herramienta crítica: los reclutadores utilizan filtros por palabras clave como “Seguridad Industrial”, “Operación de Equipos”, “Normas HSE” o “Trabajo por Diagrama”, por lo que optimizar el perfil digital es parte del proceso de inserción.
El crecimiento del gas natural licuado (GNL) agrega una dimensión nueva. La transición de Vaca Muerta hacia un ecosistema industrial completo —con plantas de proceso, ductos de alta presión, terminales marítimas y logística exportadora— multiplicará la demanda de técnicos especializados.
Los perfiles emergentes incluyen operadores de plantas de tratamiento, soldadores de alta presión, instrumentistas, técnicos eléctricos de potencia, especialistas HSE con estándares internacionales y profesionales de logística energética orientada a la cadena LNG.
El desafío es claro: Vaca Muerta tiene empleo asegurado, pero no tiene suficientes personas preparadas. La ventana de oportunidad es histórica para quienes decidan profesionalizarse en oficios industriales.
Si Argentina logra cerrar el gap de talento, podrá sostener la expansión del shale, ejecutar los proyectos de infraestructura y consolidarse como proveedor energético global. El futuro laboral del país está íntimamente ligado a su capacidad de formar técnicos expertos para la nueva era industrial que ya comenzó.
La minería argentina atraviesa una etapa de expansión acelerada y enfrenta un desafío estructural: necesita más talento técnico y gerencial del que hoy existe en el país. En ese contexto, se lanzó un programa internacional de becas orientado a formar a la próxima generación de líderes del sector, con foco en litio, cobre y minerales críticos para la transición energética.
El programa apunta a profesionales jóvenes, técnicos avanzados y perfiles con potencial de liderazgo que puedan ocupar posiciones clave en proyectos de gran escala. La formación incluye módulos en gestión minera moderna, estándares ESG, relacionamiento comunitario, gobernanza, operaciones, tecnología y sostenibilidad.
La participación de Canadá —uno de los países con mayor reputación global en minería responsable— aporta estándares internacionales y acceso a instituciones educativas de referencia.
La demanda de talento en Argentina es creciente. Los proyectos de litio en Catamarca, Salta y Jujuy requieren cuadros técnicos capaces de operar plantas de proceso, gestionar estándares ambientales y liderar equipos en entornos de alta complejidad. En cobre, los desarrollos de Josemaría, Los Azules, Taca Taca y MARA necesitan profesionales con formación en ingeniería, planificación, logística y gestión de grandes proyectos.
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La brecha entre la oferta de talento y las necesidades reales del sector se amplía a medida que avanzan los planes de inversión.
Para quienes quieran postularse, la información oficial se canaliza por tres vías: CAEM, que publica las convocatorias y requisitos; la Embajada de Canadá, que difunde los programas de formación y becas vinculadas al sector; y el IICA, que participa en los módulos de gobernanza y sostenibilidad.
Las universidades asociadas replican las convocatorias en sus plataformas, pero la inscripción siempre se inicia en los canales institucionales de CAEM y Canadá. Allí se detallan fechas, formularios, criterios de selección y modalidades de cursada.
El programa de becas busca cerrar el déficit de talento mediante capacitación intensiva y acceso a redes internacionales. La iniciativa también apunta a fortalecer la gobernanza del sector, incorporando buenas prácticas de transparencia, diálogo social y sostenibilidad.
Para las empresas, contar con profesionales formados bajo estándares globales es un requisito para acceder a financiamiento internacional y cumplir con las exigencias de los mercados de minerales críticos.
La minería argentina está en un punto de inflexión. La combinación de proyectos de litio en expansión, desarrollos de cobre de escala mundial y la creciente demanda global por minerales estratégicos exige una nueva generación de líderes técnicos y gerenciales.
El lanzamiento de este programa de becas es una señal de que el país comienza a preparar el capital humano necesario para sostener su crecimiento y posicionarse como un actor relevante en la cadena global de la transición energética.
India enfrenta una de las tensiones energéticas más fuertes de los últimos años. Sus reservas de gas licuado de petróleo cayeron a niveles críticos y el país dispone de apenas diez días de stock para abastecer a hogares, industrias y al sector gastronómico, que depende casi por completo del GLP para cocinar.
La situación obligó al gobierno indio a activar compras de emergencia y pagar primas récord en un mercado global condicionado por la volatilidad geopolítica y la competencia por cargamentos disponibles.
En ese escenario, Argentina emergió como un proveedor inesperado pero decisivo. Dos buques de GLP ya fueron despachados y un tercero, el MGC Astor, zarpó desde Bahía Blanca rumbo al puerto de Haldia. La operación se concretó en un contexto de precios excepcionalmente altos: India aceptó pagar entre 350 y 400 dólares por tonelada por encima del valor de referencia para asegurar suministro inmediato.
La logística argentina, con plantas de TGS y MEGA operando a plena capacidad, permitió responder con rapidez a una demanda que otros proveedores tradicionales no pudieron cubrir.
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La crisis india se explica por una combinación de factores: tensiones en Medio Oriente que afectan rutas marítimas, menor disponibilidad de cargamentos spot en Asia y un aumento estacional del consumo doméstico. Para Nueva Delhi, la prioridad es sostener el abastecimiento de GLP en un país donde más de 300 millones de personas dependen del cilindro para cocinar.
La presión política interna aceleró las compras y abrió una ventana para nuevos proveedores.
Para Argentina, la oportunidad es doble. Por un lado, mejora el ingreso de divisas en un momento de precios internacionales altos. Por otro, posiciona al país como un actor confiable en un mercado asiático que demanda flexibilidad, cumplimiento y capacidad de respuesta.
La infraestructura de Bahía Blanca, sumada a la experiencia operativa de las empresas locales, permite competir en nichos donde la velocidad y la disponibilidad son más importantes que la escala.
El episodio muestra cómo la infraestructura energética argentina puede insertarse en cadenas globales de valor cuando se combinan capacidad técnica, logística eficiente y condiciones de mercado favorables.
Si el país consolida esta presencia en Asia, podría abrir una vía estable de exportaciones de GLP y fortalecer su perfil como proveedor energético en un mundo que busca diversificar riesgos y asegurar suministros críticos
El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) confirmó que destinará fondos de inversión “robustos” para la Argentina, en un mensaje que va más allá de la coyuntura y apunta a reconstruir la capacidad del país para ejecutar proyectos de infraestructura, energía y desarrollo productivo.
El anuncio fue realizado por el presidente del organismo, Ilan Goldfajn, quien destacó que el BID está dispuesto a acompañar al país con financiamiento de escala, siempre que los proyectos cumplan criterios de impacto, transparencia y sostenibilidad.
El organismo multilateral administra una de las carteras más grandes de la región en Argentina, con proyectos activos en transporte, energía, agua, modernización del Estado y desarrollo territorial. La nueva etapa de financiamiento incluirá obras de infraestructura logística, corredores bioceánicos, ampliación de redes energéticas, digitalización de servicios públicos y programas de integración social.
El BID también evalúa líneas específicas para transición energética, eficiencia industrial y proyectos vinculados a minerales críticos, donde la demanda global exige estándares ambientales y de gobernanza cada vez más estrictos.
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Goldfajn remarcó que el BID busca alinear financiamiento público con inversión privada, especialmente en sectores donde el capital internacional requiere garantías institucionales para ingresar. En este sentido, el organismo está trabajando con bancos globales, fondos soberanos y agencias de crédito a la exportación para estructurar financiamiento mixto en proyectos de largo plazo.
La prioridad es impulsar obras que reduzcan costos logísticos, mejoren la competitividad y generen empleo sostenible.
El anuncio se produce en un momento en el que la Argentina necesita recomponer su capacidad de inversión pública y recuperar acceso a financiamiento internacional. Para los mercados, el respaldo del BID funciona como un indicador de confianza institucional: implica que el país mantiene una relación activa con organismos multilaterales y que existe una hoja de ruta para ejecutar proyectos estratégicos.
Además, el BID exige estándares de transparencia y eficiencia que elevan la calidad de los proyectos y facilitan la participación del sector privado.
La señal del BID es clara: la Argentina sigue siendo un destino relevante para el financiamiento multilateral y cuenta con apoyo para avanzar en su agenda de desarrollo. La clave será transformar estos anuncios en proyectos concretos, con ejecución eficiente y capacidad de generar resultados visibles en infraestructura, energía y productividad.
En un contexto de restricciones fiscales, los fondos “robustos” del BID pueden convertirse en el motor que permita reactivar obras estratégicas y mejorar la competitividad del país en la próxima década.
El Gobierno oficializó la Resolución 60/2026 y reordenó el esquema estacional que determina cómo se actualiza el precio del gas que llega a hogares, comercios e industrias. La medida vuelve a dividir el año en dos períodos: invierno, del 1° de mayo al 30 de septiembre, y verano, del 1° de octubre al 30 de abril.
Con este cambio, la Secretaría de Energía busca que las tarifas reflejen con mayor precisión el costo real del gas que compran las distribuidoras.
El ajuste reemplaza el esquema vigente desde 2018, que había vinculado las actualizaciones a los cuadros tarifarios semestrales. Ese modelo había generado desfasajes entre el costo del gas en boca de pozo y el precio que pagaban los usuarios finales.
La Ley 24.076 establece que el precio debe seguir el costo de adquisición y que las variaciones deben trasladarse sin generar pérdidas ni ganancias para transportistas y distribuidoras. La resolución retoma ese criterio técnico y lo incorpora al proceso de normalización tarifaria previsto para 2026.
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El nuevo esquema también influye en el cálculo de subsidios. En invierno, cuando aumenta la demanda residencial, el Estado suele cubrir una parte mayor del costo del gas. Con el reordenamiento estacional, el Gobierno busca que el consumo subsidiado sea más previsible y que los usuarios tengan señales de precio más claras. El objetivo es reducir la volatilidad y evitar saltos bruscos en la factura final.
Los aumentos comenzarán a aplicarse desde abril y tendrán impacto pleno entre abril y junio, según cada distribuidora. La Secretaría de Energía anticipó que el nuevo esquema permitirá ordenar el flujo de caja del sistema, mejorar la planificación de compras de gas y reducir la presión fiscal asociada a los subsidios. También facilitará la coordinación con la Revisión Tarifaria Integral 2025–2030, que definirá el sendero de precios para los próximos años.
La reorganización del calendario tarifario es un paso clave dentro del proceso de normalización del sector energético. Un esquema estacional claro mejora la previsibilidad, ordena incentivos y permite que el sistema avance hacia una estructura más sostenible. Si se sostiene en el tiempo, puede fortalecer la inversión en producción, transporte y distribución, y consolidar un mercado de gas más competitivo y estable para toda la cadena.
La Argentina Week 2026 concluyó en Nueva York con un mensaje central: los proyectos de inversión de gran escala que avanzan bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comienzan a ganar visibilidad internacional y respaldo institucional.
En el cierre del evento, realizado en las oficinas de Microsoft en Times Square, AmCham Argentina entregó distinciones a compañías que demostraron compromiso sostenido con la inversión productiva, la transparencia y el desarrollo económico del país.
Entre los reconocidos se destacó Los Azules, el proyecto cuprífero de Andes Corporación Minera (McEwen Copper), que recibió una Mención Especial por su avance bajo el RIGI y su rol estratégico en la transición energética global. La distinción fue entregada por el ministro de Economía, Luis Caputo, ante más de 270 empresarios, inversores y funcionarios.
El reconocimiento también incluyó a empresas de los sectores energético e infraestructura que están ejecutando inversiones de largo plazo.
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La presencia de Rob McEwen, Michael Meding y el gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, reforzó el posicionamiento del proyecto como uno de los activos mineros más relevantes del país. Los Azules es el primer proyecto de cobre en obtener aprobación integral bajo el RIGI, con un plan de inversión registrado de USD 2.670 millones y permisos ambientales vigentes desde 2024.
Su Estudio de Factibilidad proyecta un CAPEX inicial de USD 3.170 millones, un VAN de USD 2.900 millones al 8% y una TIR cercana al 20%, con potencial de duplicarse a precios actuales del cobre.
El reconocimiento a Los Azules se inscribe en una semana marcada por reuniones con fondos globales, bancos internacionales y organismos multilaterales que evaluaron oportunidades en energía, minería, infraestructura y tecnología.
La Argentina Week 2026 funcionó como una plataforma para mostrar proyectos concretos, marcos regulatorios estables y una agenda de inversión orientada a exportaciones, competitividad y transición energética.
El mensaje final del evento fue claro: la Argentina busca consolidar a los inversores que ya están en el país y atraer nuevos jugadores capaces de aportar capital, tecnología y velocidad de ejecución. Los proyectos que avanzan con estándares internacionales —como Los Azules— se convierten en casos testigo de la nueva etapa de inversiones que el país aspira a escalar en los próximos años.
El gobernador Rogelio Frigerio participó en Concepción del Uruguay de la inauguración del parque solar instalado en el frigorífico Fepasa, un proyecto que representa una inversión superior a los 3 millones de dólares. Durante el acto, Frigerio expresó su “enorme orgullo” por la iniciativa, resaltando la valentía de los empresarios que apuestan a alternativas energéticas a pesar del contexto económico desafiante.
El mandatario provincial valoró el acompañamiento del Estado, que aunque no aportó recursos directos, facilitó créditos a través del Consejo Federal de Inversiones (CFI), entidad que otorgó a Entre Ríos préstamos por más de 35.000 millones de pesos. “Pasamos de seis a 266 plantas generadoras privadas en apenas dos años, un aumento del 4300%”, destacó, señalando la innovación en la generación energética que impulsa la provincia.
Frigerio también celebró la próxima incorporación de Fepasa al Régimen de Incentivo a Nuevas Inversiones (Rini), que brinda exenciones impositivas provinciales y municipales por aproximadamente 15 años, fomentando el empleo y nuevas inversiones.
Por su parte, Marcos Ligato, presidente de Fepasa, manifestó su orgullo por poner en marcha el parque solar más grande de Entre Ríos. Subrayó que la energía renovable es clave para reducir costos, optimizar la eficiencia productiva y contribuir al cuidado ambiental.
El parque fotovoltaico cuenta con 2.880 paneles solares distribuidos en dos hectáreas, con una capacidad instalada de dos megavatios y una producción estimada en 3.000 megavatios hora por año. La energía generada abastecerá la planta frigorífica y el excedente se volcará a la red eléctrica provincial.
Se calcula que esta iniciativa permitirá una reducción anual de alrededor de 750 toneladas de dióxido de carbono, aportando significativamente a la disminución de emisiones contaminantes. Fepasa emplea a 651 trabajadores y cuenta con una estructura productiva integrada que incluye alimentos balanceados, granjas propias y más de 74 granjas integradas en la provincia.
La Secretaría de Energía publicó este viernes una normativa fundamental que pone en marcha la reconfiguración estructural del sistema de transporte de gas natural en la Argentina. Esta medida, que EconoJournal anticipó hace dos meses, deberá destrabar la transición hacia un mercado de competencia y permitir que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas, que en los últimos años tiene como eje predominante a Vaca Muerta.
La Resolución 66/2026 resuelve puntos críticos para la operatividad del sistema, tales como la declaración de la vigencia de nuevas rutas de transporte por licenciataria y la reasignación de capacidad firme. También se destaca la rescisión del contrato de transporte entre Enarsa y Cammesa sobre el Gasoducto Perito Moreno(GPM), la derogación del programa estatal Transport.Ar y la instrucción al ente regulador para fijar cuadros tarifarios de transición.
Se trata de una medida postergada desde hace años que sincera la realidad de cada cuenca productora de gas a partir de la irrupción de Vaca Muerta y afecta intereses creados de todos los actores del mercado, desde distribuidoras hasta petroleras. Esto obliga a revisar todos los contratos del sistema y readecuarlos a las nuevas tarifas acorde a un nuevo mix de cuencas productoras.
El ordenamiento, resulta indispensable para que los actores privados, desde productores hasta grandes usuarios industriales, tengan previsibilidad sobre los costos de mover el fluido desde las cuencas hasta los puntos de consumo. Sin una asignación clara de capacidades y una determinación de tarifas precisas para las nuevas rutas del gas, el Gobierno no podría avanzar en la apertura del sector energético.
Hacia la desregulación plena
Precisamente, la medida permite la implementación plena de la Resolución 400/25, la cual establece los lineamientos para la contractualización directa entre privados. Hasta este momento, la apertura para que los generadores eléctricos y grandes usuarios industriales compraran gas por su cuenta estaba prácticamente frenada por esta cuestión logística.
Es que, se explicaba en el sector, si un generador eléctrico no conoce fehacientemente cuánto le costará el transporte de gas para alimentar por ejemplo una central térmica, resulta imposible fijar un precio competitivo, bloqueando el funcionamiento del mercado mayorista desregulado.
La Secretaría de Energía publicó la reasignación de la capacidad de transporte de gas natural.
Lo dispuesto hoy también habilita la operatividad de la Resolución 606/25, un reclamo de las compañías productoras en el marco de la salida del Plan Gas.Ar. Bajo el esquema anterior, los productores estaban obligados a garantizar un excedente de producción, cercano al 30%, destinado al abastecimiento de la industria.
Los productores señalaban que esta exigencia era inconsistente con un mercado de libre competencia; sin embargo, para liberar ese compromiso y permitir que las industrias negocien sus propios volúmenes, volvía a ser necesario definir antes quién y a qué precio asume la capacidad de transporte asociada.
La implementación de esta reconfiguración quedará bajo la órbita del ENARGAS o del nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, según corresponda. Este organismo tendrá la tarea de modificar los Reglamentos de Servicio de Distribución y Transporte para dar operatividad a la reasignación de capacidades.
Este proceso incluirá procedimientos de participación ciudadana para la aprobación de los cuadros tarifarios que surjan del nuevo ordenamiento, asegurando que la transición hacia precios de mercado se realice con transparencia, se determinó en la resolución.
La nueva realidad de las cuencas
En el detalle de la nueva norma, la Secretaría de Energía fundamenta la reconfiguración en el cambio estructural de la matriz de abastecimiento de la Argentina. La declinación de la Cuenca Noroeste y el fin de las importaciones desde Bolivia provocaron que el sistema original, diseñado con un flujo predominante Norte-Sur, quedara obsoleto.
La realidad actual exige que el gas de la Cuenca Neuquina no solo abastezca al AMBA, sino que llegue de manera eficiente al norte del país, lo que requiere una redefinición técnica de las rutas de transporte vigentes hasta la fecha.
La resolución deja sin efecto el Programa Transport.Ar, argumentando que la gestión estatal de las obras de infraestructura no alcanzó los niveles de eficiencia esperados. El Ejecutivo busca ahora que la expansión del sistema sea impulsada por la iniciativa privada, bajo el marco de la Ley de Bases.
La Resolución 66 deja sin efecto el programa Transport.Ar cuya obra principal fue la construcción de Gasoducto Presidente Néstor Kirchner.
De esta manera, se pretende reducir al mínimo la intervención directa del Estado Nacional en la construcción y planificación de gasoductos, delegando esa responsabilidad en la inversión de los actores del mercado.
La rescisión de contratos
Quizás el punto más sensible es la orden de rescindir el contrato de transporte firme entre Enarsa y Cammesa sobre el GPM en un plazo de diez días. Este contrato, originalmente diseñado para cubrir los picos de demanda invernal y sustituir importaciones de GNL, es visto ahora como un obstáculo para la libre competencia.
Al liberar esta capacidad, se busca que el ducto más importante construido en la última década para evacuar la producción de Vaca Muerta se integre plenamente al sistema de transporte, permitiendo que otros cargadores accedan a la capacidad incremental bajo condiciones de mercado y no a través de una reserva exclusiva del Estado.
La resolución también aborda el tratamiento de las exportaciones de gas, instruyendo la derogación del Decreto 689/2002. Aquella normativa brindaba un tratamiento regulatorio excepcional a contratos de exportaciones de gas natural, que no encuentra justificación en el contexto regulatorio vigente.
Para la Secretaria, su vigencia provoca efectos distorsivos en los precios y tarifas a pagar por parte de los cargadores del sistema de transporte. Aunque el destino sea de exportación, la infraestructura disponible para ello se encuentra en territorio nacional y debe ser remunerada de forma equitativa, sin importar si el destino final del fluido es el consumo interno o el mercado internacional.
En cuanto a la remuneración de las empresas licenciatarias, la norma señala que la reconfiguración no debe afectar los requerimientos de ingresos determinados en la Revisión Quinquenal Tarifaria de 2025. El objetivo es que el impacto de las nuevas rutas se distribuya entre los cargadores, evitando discriminaciones.
Para ello, el ente regulador deberá calcular tarifas provisorias que incluyan los costos de operación y mantenimiento de activos estratégicos, como el Gasoducto Mercedes-Cardales y las obras de reversión del Gasoducto Norte, que hasta ahora se manejaban bajo esquemas diferenciados.
Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) concretó un importante acuerdo financiero con la Corporación Financiera Internacional (IFC), parte del Grupo Banco Mundial, para avanzar en el desarrollo del Parque Eólico Olavarría, ubicado en la provincia de Buenos Aires. Este proyecto demandará una inversión total de 275 millones de dólares.
El parque contará con una capacidad instalada de 185 megavatios, distribuidos en 29 aerogeneradores suministrados por Vestas. Además, se construirá una línea de transmisión de 25 kilómetros que conectará la instalación con la estación transformadora de Olavarría, integrando la energía producida al sistema eléctrico regional.
Acindar, socio en esta iniciativa, utilizará la energía generada para abastecer parte de sus procesos industriales, contribuyendo a la descarbonización en la producción de acero. Se calcula que el parque eólico podrá generar energía equivalente al consumo anual de 230 mil hogares y permitirá reducir 320 mil toneladas de dióxido de carbono por año, según estimaciones de PCR.
El convenio fue suscripto por Martín Brandi, CEO de PCR, y Makhtar Diop, director general de IFC, quienes destacaron la confianza del mercado financiero en la capacidad de PCR para llevar adelante proyectos energéticos complejos con estándares internacionales y visión a largo plazo.
En palabras de Diop, “Con esta inversión, apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”.
Por su parte, Brandi afirmó que el acuerdo reafirma el compromiso de la empresa con el desarrollo energético y productivo nacional, y que el financiamiento permitirá avanzar en un proyecto que combina infraestructura estratégica, energías renovables y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor.
El Parque Eólico Olavarría fue aprobado en agosto del año pasado para incorporarse al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), siendo el séptimo proyecto en sumarse a esta iniciativa que promueve inversiones significativas en el país.
El gobierno de Brasil ratificó la subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”, tras meses de debate regulatorio y ajustes técnicos destinados a definir las condiciones de participación y el esquema de remuneración.
“La licitación de baterías se lanzará en abril de este año y la ordenanza con el reglamento llegará este mismo año”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, durante la Comisión de Minas y Energía de la Cámara de Diputados.
“Ya me reuní con las mayores empresas de baterías en todo el mundo. Estamos discutiendo con las empresas chinas cuánto podremos colocar de contenido local, dado que esta subasta tiene que servir para ello, pero debemos ser prudentes para que la subasta no salga mal, porque sabemos que China invirtió mucho y el proceso tiene que ser progresivo”, agregó.
El funcionario también subrayó que el avance de este mecanismo es una “prioridad” para el Poder Ejecutivo brasileño incluso en un contexto político desafiante, marcado por las elecciones generales que se llevarán a cabo el 4 de octubre, y espera que las personas se adentren en la nueva regulación de baterías.
¿Qué se prevé para la licitación? Según estimaciones del sector privado, la contratación de entre 1 y 2 GW de almacenamiento en esta primera licitación sería considerada adecuada, dentro de un escenario donde el sistema eléctrico brasileño requerirá alrededor de 38 GW de nueva potencia hacia 2034.
Y según anticipó Energía Estratégica sobre la subasta, sólo podrán participar sistemas con una potencia mínima de 30 MW, capaces de entregar su máxima potencia durante hasta cuatro horas diarias.
Asimismo, las instalaciones deberán recargarse completamente en un plazo máximo de seis horas y acreditar una eficiencia ida y vuelta igual o superior al 85 %.
Los proyectos adjudicados firmarían contratos de reserva de capacidad (CRCAP) por un plazo de 10 años, con inicio del suministro previsto para agosto de 2028; aunque este último punto seguramente sea revisado debido a las demoras dadas desde el anuncio de la convocatoria a principios del año pasado.
Las centrales que resulten adjudicadas recibirán una Receta Fija anual pagada en 12 cuotas mensuales, ajustada por el Índice Nacional de Precios al Consumidor y condicionada al desempeño operativo de los sistemas.
En tanto que la energía utilizada para cargar las baterías y la que posteriormente se inyecte al sistema será liquidada en el Mercado de Corto Plazo al Precio de Liquidación de Diferencias (PLD). La diferencia económica que resulte de esta operación será cubierta por la Cuenta de Energía para la Capacidad de Reserva (CONCAP), un mecanismo diseñado para evitar impactos tarifarios inesperados.
Regulación en desarrollo para integrar el almacenamiento
En materia normativa, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) avanza en la adecuación del marco regulatorio para integrar el almacenamiento al sistema eléctrico brasileño. A comienzos de este año, el organismo publicó la Nota Técnica nº 03/2026, con el objetivo de adaptar la regulación vigente a la Ley nº 15.269, promulgada en noviembre de 2025.
Esta legislación reconoce formalmente al almacenamiento de energía como una actividad independiente dentro del sector eléctrico, habilitando el desarrollo de reglas específicas para su operación y remuneración.
El proceso regulatorio también complementa la segunda fase de la Consulta Pública nº 39/2023, incorporando directrices estructurales que definen cómo operarán, cobrarán y pagarán las baterías y otros sistemas de almacenamiento dentro del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Por la guerra en Irán, el crudo superó los 100 dólares por primera vez desde 2023.
A poco más de diez días del inicio de la guerra en Medio Oriente, el impacto real comienza a sentirse. El colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz se está transformando en la mayor disrupción en la historia del comercio energético mundial.
Mientras los inventarios de petróleo crudo y combustibles en almacenamientos comerciales en tierra y flotantes se van agotando, en todo el mundo empresas y gobiernos buscan reducir el impacto negativo. La dimensión de las consecuencias es aún un interrogante anclado sobre una certeza: el estrecho de Ormuz es un punto tan vital como neurálgico en el comercio de energía.
¿Por qué es tan importante Ormuz en el transporte de energía? ¿Qué estrategias ya desplegaron los países para evitar las posibles consecuencias de una guerra larga? ¿De qué modo podría verse afectada Argentina? son algunos de los interrogantes que se abren en medio de la incertidumbre propia que genera la Guerra.
Qué representa el Estrecho de Ormuz en el transporte de energía internacional
La relevancia del estrecho de Ormuz para el comercio global de energía se mide en dos datos estructurales. Según un informe de la Agencia Internacional de Energía (IEA) con datos de Kpler, en condiciones normales, cerca del 20% del suministro petrolero y el 20% de la producción de gas natural licuado del mundo salen por el punto que conecta el Golfo Pérsico con el Golfo de Omán y, desde allí, a los mercados mundiales.
Petróleo, condensados y combustibles: unos 20 millones de barriles por día cruzan por el estrecho, desglosados en 15 millones de barriles de petróleo crudo y condensados y 5 millones de barriles de combustibles. Representan un 25% del comercio petrolero por barco.
GNL: casi una quinta parte del gas natural licuado del mundo se produce en el Golfo Pérsico. Algo más de 80 millones de toneladas de GNL fueron producidas en 2025. Qatar fue el segundo exportador del planeta, con 81 MT. Emiratos Árabes Unidos (EAU) figuró segundo en el golfo, pero con apenas 5 MT. Todo se exportó por Ormuz, a excepción de unas 5 MT que Kuwait compró.
Fertilizantes: el 30% del comercio global de urea transita a diario por el estrecho. Por allí también pasa el 20% del comercio de amoníaco y fosfato. La urea es un fertilizante nitrogenado producido con gas natural.
Azufre: casi la mitad del comercio global por barco transita por Ormuz. El azufre es vital en la producción de ácido sulfúrico, un insumo de amplio espectro productivo, que incluye a la minería de cobre y litio y la fabricación de medicamentos y alimentos.
Helio: más de un 25% del suministro global de este insumo necesario en la industria electrónica y de semiconductores sería recortado si el comercio por Ormuz sigue afectado. Qatar produce casi un tercio del helio del mundo.
Qué efectos provocó el colapso del estrecho en lo inmediato
La consecuencia del colapso de más de un 90% en el tráfico marítimo disparó los precios del petróleo de la zona de los 70 dólares por barril a los US$ 90 por barril. Llegaron a tocar inclusive un precio de pánico de US$ 119 por barril.
Saudi Aramco, la petrolera controlada por Arabia Saudita, advirtió que se trata de la mayor crisis en la historia de la industria petrolera en Medio Oriente y llamó a restablecer las exportaciones por Ormuz lo antes posible.
«Con la actual crisis geopolítica, los inventarios globales, que ya se encuentran en su nivel más bajo en cinco años, disminuirían a un ritmo más acelerado. La capacidad excedente global se concentra principalmente en esta región, por lo que es absolutamente crucial que se reanude el transporte marítimo en el Estrecho de Ormuz», dijo el CEO de la petrolera, Amin Nasser.
¿Puede verse afectada Argentina por el bloqueo del estrecho? ¿De qué manera?
Vaca Muerta podría verse beneficiada por el conflicto en Medio Oriente en tanto una plaza atractiva para países asiáticos.
Para la Argentina, el conflicto puede despertar en el mundo un mayor interés inversor en Vaca Muerta, justo cuando la infraestructura de exportación está por pegar un salto definitivo, con proyectos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Países del Asia como la India y China llevan tiempo trabajando en diversificar su suministro, con Sudamérica como una plaza importante dentro de su planificación energética.
Sin embargo, la crisis también conllevará para el país ventajas y complicaciones en la gestión de la política macroeconómica, como una balanza comercial energética aún más positiva por mejores precios de exportación y un aumento general de la inflación producto de importaciones y precios de combustibles más elevados.
Qué países se están viendo más afectados y por qué
El impacto del virtual cierre del estrecho de Ormuz es dispar en los mercados globales. Asia es la región mas afectada por sus elevadas importaciones de petróleo crudo desde el Medio Oriente. En cambio, Europa no depende del petróleo crudo de esa región pero sí del gasoil.
Petróleo: por el estrecho salieron 12,9 millones de bpd con destino al Asia en 2025. China fue el principal comprador con 4,6 millones de bpd. Corea delSur fue el segundo destino con 2,51 millones de bpd y Japón el tercero con 2,28 millones de bpd. En un cuarto lugar aparece la India con 2,1 millones de bpd importados.
GNL: el 90% del gas natural licuado producido en el golfo fue a parar al Asia en 2025, mientras que el 10% tuvo al mercado europeo como destino. La India, Bangladesh y Pakistán están entre los países más expuestos, habiendo importado casi dos tercios de sus suministros totales de GNL a través de Ormuz. Para Corea del Sur representó el 20% de sus importaciones, mientras que para Japón fue un 11%.
Combustibles: Europa depende en gran medida del gasoil y el combustible para aviones procedentes del Golfo Pérsico. La Unión Europea y el Reino Unido importaron más de 50 millones de toneladas de gasoil (diesel) y más de 25 millones de toneladas de combustible para aviones (jetfuel) en 2025, según datos de Vortexa. Aproximadamente una quinta parte de las importaciones de gasoil y la mitad de las importaciones de jetfuel transitaron por el estrecho de Ormuz.
China es el país más impactado con la interrupción del tránsito, en términos de volúmenes importados. El país importó alrededor de 11,6 millones de bpd de petróleo crudo en 2025. El 31% de las importaciones provinieron de Arabia Saudita, Irak y Omán. Las importaciones estimadas desde Irán representaron entre un 11 y 15%. En GNL, China importó 67 millones de toneladas, con el 28% de su suministro proveniente de Qatar.
En términos de porcentajes, en materia de petróleo crudo, Japón es el país más expuesto: el 95% de los 2,3 millones de bpd importados en 2025 provino de Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos. Corea del Sur también tiene una gran exposición: el 70% de los 2,7 millones de bpd que importó provino del Medio Oriente. En cuanto al GNL, la India esta entre los mercados más expuestos: un 70% de las casi 26 millones de toneladas que importó pasaron por Ormuz.
El escenario de suministro de GNL luce particularmente complejo para Asia. Qatar Energy, la empresa estatal que centraliza la producción de GNL en Qatar, declaró el cese de producción por «fuerza mayor». La reacción en los mercados de gas natural indican una renovada competencia entre Asia y Europa por los cargamentos spot disponibles en el Atlántico.
Qué estrategias desplegaron los actores afectados directamente por el cierre de Ormuz
Los operadores logísticos evitan el paso por Ormuz, mientras que los países del Golfo Pérsico recortan su producción de hidrocarburos.
La decisión de los operadores logísticos de evitar el paso por Ormuz sumado a los ataques de Irán contra infraestructuras energéticas dejó a muchos países del Golfo Pérsico sin otra opción más que recortar su producción de hidrocarburos de forma drástica.
IEA informó que Irak, Qatar, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita recortaron producción por 10 millones de bpd de líquidos. Las pérdidas de producción en la región se desglosan en alrededor de 8 millones de bpd de petróleo crudo y 2 millones de bpd de condensados y líquidos. También hay alrededor de 3 millones de bpd de capacidad de refinación que fue cerrada.
El impacto sobre los precios del petróleo podría haber sido significativamente mayor de no ser por la disponibilidad de inventarios de petróleo relativamente altos en el mundo. IEA informa que los inventarios globales estan en su nivel más alto en cinco años, con más de 8200 millones de barriles, lo que equivale a unos 80 días de producción.
Sin embargo, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) informa un nivel de inventarios mucho menor, de 2824 millones de barriles. La diferencia radica en que la OPEP unicamente contabiliza los inventarios comerciales de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), mientras que la Agencia internacional de Energía incluye más métricas, como las reservas estratégicas de petróleo de cada país.
Precisamente, los países que integran el G7 acordaron realizar una liberación conjunta de barriles de sus reservas estratégicas si llegara a ser necesario.
Esto abre oportunidades para nuevas inversiones, pero también plantea desafíos estructurales en infraestructura, dado que la expansión de la generación prevista en la licitación PEG-5 y el aumento sostenido del consumo obligan a acelerar el desarrollo de redes para transportar la electricidad hacia los centros de demanda.
Para Juan Jacobo Rodríguez, gerente general de Conecta, este contexto posiciona al país en una situación favorable para ampliar su matriz energética.
“Guatemala tiene una oportunidad inmensa porque viene teniendo crecimientos del orden del 4 y 5% en su demanda de energía anual”, sostuvo el ejecutivo en conversación con EnergíaEstratégica.
Sin embargo, la expansión de la red eléctrica no acompaña esa dinámica, ya que mientras el consumo crece de forma sostenida, la infraestructura de transmisión lo hace a una velocidad considerablemente menor, lo que podría limitar el aprovechamiento de nuevos proyectos.
La red de transporte se expande a tasas cercanas al 1% o 1,5% anuales, muy por debajo del aumento de la demanda. De acuerdo con estimaciones del sector y planes oficiales, el país necesitará una expansión significativa para evitar restricciones en el sistema.
“El país debería construir cerca de 5000 a 6000 kilómetros de línea adicionales en los siguientes 15 años”, explicó Rodríguez.
Este nivel de expansión implicaría avanzar a un ritmo de 500 o 600 kilómetros por año, muy superior al desarrollo histórico de la infraestructura eléctrica.
Generación en expansión y desafíos en transmisión
Este escenario confirma el atractivo del país para la inversión energética, particularmente en tecnologías renovables. Sin embargo, la disponibilidad de infraestructura para transportar esa electricidad se vuelve un factor determinante para que esos proyectos puedan concretarse.
En este contexto, la atención del sector se centra en la próxima licitación de transmisión prevista por el Gobierno: PET-4, que podría marcar un punto de inflexión para el desarrollo del sistema eléctrico.
El antecedente inmediato evidencia las dificultades del segmento. La licitación anterior de infraestructura de transporte quedó desierta, sin participación privada en el proceso.
Rodríguez señaló que el éxito de futuras convocatorias dependerá de revisar ciertos aspectos regulatorios y contractuales que hoy generan incertidumbre para los inversores.
“Si se ajustan las asignaciones de riesgos y las condiciones financieras en las licitaciones, habrá muchas más ofertas para desarrollar la infraestructura”, afirmó.
Entre los principales obstáculos aparecen los procesos de permisos y la gestión territorial, factores que suelen extender los tiempos de ejecución de este tipo de proyectos.
Las líneas de transmisión requieren autorizaciones municipales, licencias ambientales y acuerdos con propietarios de terrenos y comunidades, lo que en muchos casos se traduce en negociaciones complejas y prolongadas.
Infraestructura clave para electrificación y mercado regional
Más allá de habilitar nuevos proyectos de generación, la expansión del sistema de transmisión también es clave para mejorar el acceso al servicio eléctrico en distintas regiones del país.
Actualmente existen departamentos y municipios donde los niveles de electrificación se mantienen por debajo del 80%, una situación que contrasta con el desempeño económico general de Guatemala.
La ampliación de la red permitiría avanzar en electrificación rural, aumentar la disponibilidad del sistema y garantizar el abastecimiento en nuevas zonas de consumo.
Además, un sistema eléctrico más robusto también podría fortalecer el rol del país dentro del mercado energético regional. Históricamente Guatemala ha tenido capacidad para exportar electricidad a otros mercados de Centroamérica.
Si los proyectos que surjan de la PEG-5 se concretan y cuentan con la infraestructura necesaria para conectarse al sistema interconectado, el país podría recuperar ese papel estratégico.
En ese escenario, la expansión de la transmisión aparece como uno de los elementos determinantes para acompañar el crecimiento de la generación, mejorar el acceso a la electricidad y reforzar la integración energética regional.
El crecimiento de la oferta eléctrica sin un aumento equivalente del consumo está redefiniendo las inversiones renovables en Argentina. Y para el CEO de PCR, Martín Brandi, el próximo ciclo del sector dependerá de la demanda.
“Cuando aparezca la demanda, las renovables reaccionarán rápido. Con una industria de generación dinámica en el país, enseguida aparecerán proyectos cuando haya demanda. Estamos todos detrás de ella, y lo ideal sería adelantarnos a la infraestructura para abastecerla”, sostuvo durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Si estamos pensando que va a haber una demanda minera grande, la infraestructura para abastecerla es clave y desde las renovables, y en general el sector de generación, es muy dinámico y creo estará a la altura para traer soluciones”, agregó.
Además, el ejecutivo advirtió que el mercado atraviesa una etapa en la que desarrollar nuevos proyectos resulta cada vez más desafiante, debido principalmente a la combinación de precios de la electricidad más bajos y un consumo que no se expande al ritmo esperado, cómo sí sucedió con la oferta en el último tiempo.
En ese contexto, la ecuación económica para impulsar nuevas centrales se volvió más compleja, especialmente para los desarrolladores que buscan recuperar su inversión en plazos razonables.
“A nivel de generación es un momento difícil para lanzar nuevos proyectos si uno quiere recuperar el capital, por lo menos”, sostuvo durante el panel “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”.
De todos modos, mientras el mercado atraviesa este período de transición, PCR continúa avanzando con proyectos estratégicos dentro de su cartera renovable, entre los que se destaca el parque eólico Olavarría, de 185,6 MW, que fue la segunda central renovable adherida al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
El proyecto, llevado adelante en alianza con ArcelorMittal, representa un costo total de USD 275 millones y recientemente logró financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial.
Además, incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 km, la cual unirá el parque con la estación transformadora de Olavarría, y la ampliación y repotenciación de los capacitores en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, incrementando la capacidad de transporte de energía del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
“La construcción del parque eólico Olavarría está a mitad de camino. Además, estamos haciendo la ampliación de 37 MW de nuestro parque eólico Mataco – San Jorge (pasará de 203,4 MW a 240 MW en la provincia de Buenos Aires)”, informó Brandi.
De este modo, la empresa argentina con más de 100 años de trayectoria en petróleo y gas, cemento y generación renovable, aumentará su participación en el sector, que actualmente es de 545 MW instalados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
Baterías y nuevas adjudicaciones: la visión para el almacenamiento en Argentina
El ejecutivo también analizó refiere al potencial del almacenamiento para mejorar la operación del sistema eléctrico, particularmente a través de las licitaciones AlmaGBA (adjudicó 713 MW en 2025) y la reciente AlmaSADI, que busca asignar 700 MW BESS en distintos puntos del país.
“Es una buena iniciativa. Es una buena idea incorporar baterías en los lugares donde al sistema le viene bien”, afirmó. No obstante, consideró que la expansión de dicha tecnología debe responder a las necesidades concretas del sistema eléctrico.
“¿Cuánto y cuándo conviene que se adjudique? Todo lo que el sistema necesite y cuanto antes mejor. No especularía con esperar un año por otros 300 MW de baterías si los hubiera Tampoco tiene sentido adjudicar más sólo porque haya buen precio”, apuntó.
La Comisión Europea ha aprobado, en virtud de las normas sobre ayudas estatales de la UE, un régimen de ayudas estatales español de 440 millones de euros para apoyar la producción de hidrógeno renovable. Esto se hará a través de la herramienta «Subastas como servicio» del Banco Europeo del Hidrógeno para la subasta que se cerró en febrero de 2026. El régimen contribuirá a los objetivos del Pacto Industrial Limpio de acelerar la descarbonización de la industria de la UE, reforzando al mismo tiempo su competitividad.
España estima que el régimen aprobado apoyará la construcción de hasta 382 MW de capacidad de electrólisis. También debe incentivar la producción de hasta 243 800 toneladas de hidrógeno renovable, con lo que se evitarán hasta 1 790 000 toneladas de CO2.
El régimen ayudará a España a alcanzar su objetivo nacional de instalar 12 GW de capacidad de electrolizadores de aquí a 2030, así como los objetivos para la cuota de combustibles renovables de origen no biológico consumidos en el transporte y en la industria establecidos en la Directiva sobre fuentes de energía renovables.
En virtud del régimen, la ayuda adoptará la forma de una subvención directa por kilogramo de hidrógeno renovable producido. España puede conceder la ayuda en los próximos 12 meses. Una vez concedida la ayuda, los beneficiarios pueden optar a los pagos durante un período de diez años.
Por último, la ayuda producirá efectos positivos, especialmente en el medio ambiente, que superarán cualquier posible efecto negativo en términos de falseamiento de la competencia. Sobre esta base, la Comisión aprobó el régimen español con arreglo a las normas de la UE sobre ayudas estatales.
Huawei Digital Power prepara el lanzamiento de nuevas tecnologías orientadas a proyectos energéticos a gran escala, entre ellas sistemas de almacenamiento de 6 MWh y equipos de 30 MW, diseñados para mejorar la eficiencia de los proyectos y reducir los costos de instalación.
Estas plataformas integran inversores, baterías y transformadores conectados directamente a subestaciones, además de sistemas de inteligencia artificial y redundancia que permiten adaptar la operación a distintos marcos regulatorios y requisitos técnicos.
En paralelo, el mercado chileno comienza a mostrar un fuerte crecimiento en el desarrollo de proyectos de almacenamiento.
Durante una entrevista exclusiva para Future Energy Summit (FES), Felix Chen, Presidente de Huawei Digital Power Centroamérica y el Caribe, anticipó que Chile podría incorporar una capacidad significativa de baterías en los próximos años.
“En el mercado chileno se espera que ingresen más de 4 GW de capacidad de baterías directamente al mercado eléctrico en el corto plazo”, indicó.
El crecimiento del almacenamiento responde a los desequilibrios territoriales del sistema eléctrico chileno, ya que gran parte de la generación renovable se concentra en el norte del país, mientras que la demanda eléctrica se ubica principalmente en otras zonas del territorio, lo que genera congestiones en la red de transmisión.
Estas limitaciones provocan diferencias importantes en los precios de la electricidad entre regiones. Mientras en algunas zonas del sistema los valores aumentan debido a restricciones en la red, en otras áreas los excedentes de generación renovable hacen caer los precios incluso hasta cero.
“En el sur, las restricciones de transmisión empujan el precio de la energía por encima de 150 USD por MWh, mientras que en gran parte del resto del país el costo marginal ronda los 33 o 35 USD por MWh”, explicó Chen.
En el norte del país, donde la penetración renovable es mayor, la congestión en la red provoca pérdidas significativas de generación limpia que no logra ser transportada hacia los centros de consumo.
“Hoy el recorte de energías renovables ya alcanza cerca de 6 GWh al año, equivalente al 6% del consumo eléctrico anual del país”, afirmó.
Para ser precisos, en 2025, los recortes de generación eólica y solar alcanzaron 6.084 GWh (+8% vs. 2024), equivalentes al consumo anual de 2,3 millones de hogares, y cerca del 19% de la generación eólica y solar del año.
Asimismo, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema, de modo que Chile cuenta con 9 GW de proyectos de almacenamiento en operación, en construcción y en prueba; sumado a otros 27 GW de almacenamiento en proceso de desarrollo.
28 proyectos en operación (1,6 GW – 4,1 hrs de duración promedio).
6 proyectos en pruebas (0,7 GW – 3,6 hrs de duración promedio).
68 proyectos en construcción (6,8 GW – 4,4 hrs de duración promedio).
14 GW de almacenamiento con calificación ambiental favorable
13 GW de almacenamiento que actualmente están en calificación ambiental.
Además, su implementación presenta ventajas frente a la expansión de la infraestructura de transmisión, ya que mientras que el desarrollo de nuevas líneas eléctricas puede tardar entre ocho y diez años, los proyectos de almacenamiento pueden instalarse en aproximadamente dos años; sumado a que, a medida que aumenta la participación de generación variable, se vuelve necesario incorporar tecnologías capaces de aportar servicios de control de frecuencia, regulación de voltaje o respuesta inercial.
“La estabilidad del sistema eléctrico no es un concepto técnico abstracto, es la base del funcionamiento de un país”, sostuvo Chen.
En ese escenario, tecnologías como los inversores grid-forming permiten que las plantas renovables contribuyan activamente a la estabilidad del sistema eléctrico, una función que tradicionalmente estaba asociada a centrales convencionales.
De cara al futuro, el desarrollo del almacenamiento también dependerá de marcos regulatorios que reconozcan el valor de esta tecnología dentro del sistema eléctrico, no solo como un activo de generación sino también como una herramienta para gestionar la red y reducir congestiones.
Con la llegada de nuevos proyectos de baterías y soluciones tecnológicas orientadas al almacenamiento, el sistema eléctrico chileno comienza a avanzar hacia un modelo más flexible capaz de acompañar el crecimiento de las energías renovables.
El desarrollo del almacenamiento energético comienza a ganar protagonismo en la agenda del sector eléctrico argentino, impulsado por la creciente penetración renovable y la necesidad de sumar flexibilidad al sistema. En esa línea, desde 360Energy sostienen que el país atraviesa un momento favorable para que esta tecnología comience a desplegarse a mayor escala.
“El contexto argentino es propicio, viene mejorando mucho y el contexto global en cuanto a equipamiento también. Con lo cual, en términos de almacenamiento creemos que están las condiciones dadas para que una vez por todas se instale en Argentina y empecemos a tener experiencias reales”, señaló Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo y Tecnología de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Argentina, evento que reunió a más de 600 referentes del sector energético.
Actualmente el despliegue de baterías conectadas a red en Argentina aún es limitado. Sin embargo, el ejecutivo considera que las nuevas iniciativas regulatorias y las licitaciones en análisis podrían acelerar el desarrollo del sector en los próximos años.
“Hoy tenemos pocos MWh instalados en red, pero creemos que AlmaGBA va a pegar ese gran salto que espera la industria del almacenamiento”, aseguró el directivo.
“Estamos prontos a comenzar con nuestros proyectos, tenemos la ingeniería de detalle muy avanzada», explicó Alagia.
Si bien el ejecutivo reconoce que se trata de proyectos de una escala menor a las licitaciones que analiza el Gobierno, remarca que el objetivo es ganar experiencia operativa y tecnológica en esta nueva etapa del mercado. El desarrollo de estas iniciativas también implica adaptaciones técnicas específicas en la operación del sistema eléctrico, particularmente en los mecanismos de medición, control y monitoreo de la energía almacenada.
“Estamos trabajando mucho con CAMMESA para ver cómo se va a medir esa energía, cómo se va a monitorizar y cómo son los sistemas de control. Es un poco distinto al nuevo anexo técnico del año pasado para los nuevos agentes generadores de almacenamiento ”, señaló el gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy.
Al mismo tiempo, el ejecutivo observa movimientos similares en otros mercados de la región, donde el almacenamiento también comienza a posicionarse en la agenda energética.
“Estamos un paso más adelante que Brasil, muy expectantes de una licitación parecida a AlmaSADI que saldrá en Brasil y se viene postergando. Estamos bastante avanzados en dicho mercado y de manera más incipiente en México”, mencionó el especialista.
Cabe recordar que la empresa opera como productor independiente de energía (IPP) y comercializa electricidad a través de diversos esquemas, incluyendo contratos privados y participación en el Mercado a Término (MATER) y uno de los focos recientes de la compañía es el segmento de autoconsumo industrial, donde ya cuenta con proyectos en operación.
“Estamos terminando dos proyectos, uno ya terminado muy importante de autoconsumo en la fábrica de Fiat en Córdoba, en el patio trasero de la fábrica pusimos 8 MW solares y ya está funcionando hace un par de semanas. Y estamos avanzando en la fábrica de Stellantis en El Palomar, un segmento para acompañar a la industria que está un poco deprimida y que cuando levante va a necesitar de esos proyectos para generar su propia energía y lograr previsibilidad y estabilidad”, detalló el ejecutivo.
Finalmente, el directivo también se refirió a la coyuntura actual del mercado solar, marcada por la volatilidad en el precio de los equipos. “Los módulos hoy están en una coyuntura muy especial. Están cerca de un 50% arriba de hace un año”, señaló y enfatizó en que el desarrollo de nuevos proyectos renovables debe analizarse con una visión más amplia.
“El cambio climático es una realidad. Lo vemos en el granizo, en las inundaciones y en los temporales. Las matrices energéticas hay que seguir diversificándolas para que los países crezcan”, afirmó.
Y concluyó: “Los parques solares y los proyectos híbridos no se hacen solamente con módulos. Hay que entender también cómo se mueve el mercado de baterías y cómo generar proyectos más eficientes y competitivos».
La generación distribuida de Argentina registra 3961 usuarios-generadores (U/G) conectados, con 125,77 MW de potencia instalada, bajo la Ley N° 27424 y desde el sector vaticinan una nueva tendencia de mercado: la implementación de sistemas de baterías.
Gustavo Marín, Branch Manager LATAM de APsystems, participó del encuentro ante su Future Energy Summit Argentinay explicó que, tras varios años de reducción de costos, la tecnología alcanzó una etapa de estabilidad que permite su expansión en nuevos proyectos.
“Estamos en un punto de equilibrio donde el precio está listo para desarrollarse en el mercado”, sostuvo Marín. Según explicó el ejecutivo, el mercado esperaba una tendencia descendente en el costo de las baterías, pero actualmente el valor de la tecnología alcanzó un nivel que ya permite su implementación en soluciones energéticas.
“La implementación de baterías en generación distribuida ya es una necesidad (…) Es muy importante para lograr la autonomía requerida y evitar cortes de energía”, agregó durante el encuentro que reunió a cientos de líderes del sector renovable y del storage de Latinoamérica.
¿Por qué la importancia? Además de funcionar como respaldo ante interrupciones del sistema, este tipo de soluciones permite implementar estrategias de autoconsumo optimizado y mecanismos como, por ejemplo, peak shaving, que ayudan a reducir costos energéticos y a mejorar el aprovechamiento de la infraestructura eléctrica.
“Con las baterías podremos decidir qué hacer con la energía almacenada: inyectarla a la red, descargarla en horas pico o utilizarla cuando se necesite”, señaló Marín.
Y para afrontar esta nueva modalidad de mercado, la compañía incorporó soluciones de baterías para complementar su portafolio de microinversores y responder a nuevos requerimientos de mercado, incluyendo gestores de energía que poseen con el PCS con diferentes capacidades de 5 y 11.4 kW, “suficientes para viviendas y comercios” y brindar autonomía a dichos segmentos.
“Estamos en la parte de la conversión de la gestión de energía con baterías de litio ferro-fosfato. Y la evolución que se tiene con estos componentes es migrar a componentes de mayor capacidad, tener la disposición del litio a futuro”, complementó el Branch Manager LATAM de APsystems.
¿Cómo es la situación de Argentina?
La generación distribuida en el país creció casi 60% en cantidad de usuarios – generadores (2510 U/G en febrero de 2025) y prácticamente se duplicó la capacidad instalada en el último año (63,77 MW al comienzo del 2025).
Pero a ello se debe añadir que la GD continúa expandiéndose a nivel nacional, dado que existen otros 1237 trámites de usuarios-generadores en curso, que representan 55,33 MW adicionales en proceso de conexión.
Los sistemas de compresión de gas natural con doble accionamiento se presentan como una alternativa que combina motores a gas con motores eléctricos
En un escenario de crecimiento sostenido de la actividad hidrocarburífera, especialmente en formaciones no convencionales como Vaca Muerta, las soluciones tecnológicas orientadas a mejorar la eficiencia operativa y la confiabilidad de las instalaciones cobran cada vez mayor importancia. Entre ellas, los sistemas de compresión de gas natural con doble accionamiento se presentan como una alternativa que combina motores a gas con motores eléctricos para impulsar un mismo compresor.
Este tipo de configuración permite incrementar la confiabilidad del sistema, brindar mayor flexibilidad operativa y mejorar la economía general de la operación. En la actualidad, existen más de 1500 paquetes de compresores de doble accionamiento instalados en todo el mundo en aplicaciones vinculadas a gasoductos, sistemas de recolección y procesamiento de gas, refinerías, complejos petroquímicos, plantas químicas y proyectos de almacenamiento de energía.
Compresores con doble almacenamiento
Un componente clave en estos sistemas es el embrague de rueda libre autosincronizable de tipo engranaje, fabricado por SSS Gears Limited. Este dispositivo permite seleccionar uno o ambos motores para impulsar el compresor dentro de configuraciones flexibles que pueden alcanzar potencias desde menos de 1000 kW hasta más de 200 MW. Algunos de estos arreglos llevan más de 50 años en operación en distintas instalaciones industriales.
Los paquetes con doble accionamiento ofrecen una serie de ventajas operativas. Entre ellas, permiten utilizar un único compresor cuando existen dos fuentes de energía disponibles, como ocurre en sistemas de ciclo combinado con turbinas de vapor y de gas. También posibilitan incorporar un impulsor de emergencia para garantizar una parada controlada del proceso ante fallas eléctricas o desconectar uno de los motores para realizar tareas de mantenimiento mientras el otro continúa operando.
Otra aplicación frecuente es la asistencia en trenes impulsados por turbinas de gas durante condiciones de alta temperatura ambiente o en etapas de arranque, así como la activación de un segundo impulsor una vez que el compresor ya se encuentra en funcionamiento.
En muchos casos, la configuración combina una turbina o motor a gas con un motor eléctrico para accionar compresores centrífugos, alternativos o de engranajes integrales. Esta arquitectura permite elegir la fuente de energía, combustible o electricidad, en función de los costos energéticos en tiempo real y aprovechar esquemas tarifarios interrumpibles tanto de gas como de electricidad.
Además, facilita el arranque temprano del tren compresor en campos de producción de gas, ya sea operando inicialmente con electricidad hasta que haya gas combustible disponible, o utilizando gas hasta que se disponga de energía eléctrica.
Cumplimiento de requisitos ambientales
El esquema también contribuye al cumplimiento de requisitos ambientales. Por ejemplo, permite limitar las horas de operación de motores o turbinas a gas para cumplir con objetivos de emisiones, mientras que el motor eléctrico puede asumir la mayor parte de la operación. En caso de cortes de energía, el sistema puede continuar funcionando con el impulsor a gas, evitando interrupciones en el proceso.
En determinadas configuraciones, el motor puede incluso operar como generador cuando la demanda de potencia del compresor es inferior a la carga de diseño. De esta forma se mantiene el consumo de combustible del motor primario en niveles óptimos y se produce energía adicional a bajo costo.
La utilización simultánea de ambos motores también puede resultar útil para afrontar picos de demanda del compresor sin necesidad de sobredimensionar la turbina o el motor principal, o para compensar la pérdida de potencia que experimentan las turbinas de gas en condiciones de altas temperaturas ambientales.
El diseño permite realizar mantenimiento en la turbina o en el motor a gas mientras el compresor continúa operando con el motor eléctrico, reduciendo el impacto operativo de las tareas de servicio.
Un ejemplo de esta tecnología es un compresor alternativo de doble accionamiento de 2500 kW utilizado en servicios de recolección de gas, en el que el embrague se ubica sobre un eje entre el motor a gas y el motor eléctrico. Cuando el sistema funciona únicamente con el motor a gas, el disyuntor del motor eléctrico permanece abierto.
De acuerdo con especialistas del sector, la flexibilidad que aporta el doble accionamiento en un tren compresor reduce riesgos financieros al permitir adaptar la operación a cambios en las condiciones económicas y energéticas. La transición entre los distintos impulsores puede realizarse sin pérdida de rendimiento, lo que convierte a esta configuración en una opción a considerar en nuevos proyectos de compresión dentro de la industria del petróleo y el gas, en particular en regiones en expansión como Vaca Muerta.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, cerró su participación en el “Argentina Week” (en Nueva York) 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.
“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”.
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. Destacó además 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.
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”.
El presidente de YPF 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”, refirió.
Durante el Argentina Week, Marín mantuvo encuentros con ejecutivos de empresas internacionales y entidades financieras interesadas en financiar el proyecto Argentina LNG. También participó de un panel junto a Marcelo Mindlin, de Pampa Energía, y Marcos Bulgheroni, de PAE, donde destacaron el potencial energético de la Argentina.
La Unión Europea pretende imponer una barrera paraarancelaria.
Las provincias de Santa Fe, Córdoba y Entre Ríos, con el apoyo de Corrientes, decidieron reclamar al Gobierno nacional que denuncie formalmente a la Unión Europea (UE) ante la Organización Mundial del Comercio (OMC), en defensa de las exportaciones argentinas de biodiésel. Esta determinación se tomó tras la intención del bloque europeo de clasificar a la soja argentina como un insumo de “alto riesgo” ambiental bajo el criterio de Cambio Indirecto del Uso del Suelo (ILUC).
La decisión dada a conocer en la muestra Expoagro que se desarrolla hasta este viernes en la ciudad de San Nicolás, se justifica en que la calificación que pretende imponer la UE constituye para las provincias una barrera paraarancelaria injustificada que busca vetar las exportaciones de biodiésel, poniendo en riesgo un mercado de US$400 millones anuales y miles de puestos de trabajo en la Argentina.
El frente regional advirtió que esta «trampa regulatoria» vacía de contenido el acuerdo comercial con el Mercosur, de reciente aprobación legislativa en la Argentina. Mientras el tratado propone un arancel cero para el biocombustible, la normativa ambiental europea impediría que el producto sea computado para las metas de descarbonización de los países miembros, explicaron fuentes provinciales.
De concretarse, aseguran, ningún comprador en la UE optaría por el biodiésel argentino, ya que no le serviría para cumplir con sus cuotas legales de energías renovables, bloqueando el acceso de manera fáctica. La pretensión de la UE es aplicar el criterio de Cambio Indirecto del Uso del Suelo (ILUC), que sostiene que ciertos cultivos destinados a biocombustibles podrían generar impactos ambientales indirectos.
Una task force público-privada
Con el impulso del gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, y la Ley 14.224, la provincia coordina un Grupo de Trabajo ad hoc para consolidar los fundamentos del reclamo en un Dossier Técnico-Jurídico. El objetivo es repetir el éxito obtenido en el año 2016, cuando la Argentina ya impuso su postura ante la UE en un panel similar de la OMC.
En aquella oportunidad, el organismo internacional falló en contra de las medidas proteccionistas europeas. El bloque comunitario había instrumentado una medida antidumping argumentando el diferencial de precios entre la soja y el aceite de soja, pero la decisión en contrario obligó a reabrir el mercado para la producción local tras demostrarse la inconsistencia de sus argumentos técnicos.
Las fuentes consultadas señalaron que la idea es que los gobernadores de las provincias que conforman la Región Centro, Maximiliano Pullaro de Santa Fe, Martín Llaryora de Córdoba, y Rogelio Frigerio de Entre Ríos, le pidan audiencia al Canciller Pablo Quirno, para poner al tanto de los fundamentos del pedido de presentación ante la OMC.
Dada la complejidad técnica y jurídica del caso, consideran que resulta imprescindible constituir lo que denominan «un task force público-privado, con articulación a nivel nacional y provincial», orientado a la recopilación, validación y sistematización de evidencia científica, económica y estadística para la defensa de la posición argentina en la OMC.
La jornada en Expoagro permitió definir la estrategia camino a la OMC.
De la jornada en Expoagro, en el encuentro “Región Centro: el biodiésel como motor de futuro” participaron los ministros de Desarrollo Productivo de Santa Fe, Gustavo Puccini; de Bioagroindustria de Córdoba, Sergio Busso; de Desarrollo Económico de Entre Ríos, Guillermo Bernaudo; y de Producción de Corrientes, Walter Chávez, junto a representantes de la cadena de valor de la soja y del biodiésel.
Acompañaron la presentación y respaldo a las decisiones el presidente de la Cámara Argentina de Biocombustibles (Carbio), Luis Zubizarreta, el director Ejecutivo de la Bolsa de Comercio de Rosario, Javier Servio, el presidente de Coninagro, Lucas Magnano, y el presidente de Carsfe, Bernardo Vignatti.
Puccini planteó que «la provincia impulsa una agenda de preocupación ante el análisis de la Unión Europea que, de prosperar, impediría a la Argentina exportar biodiésel. Eso significaría que dejarían de ingresar US$400 millones al país y requiere una defensa colectiva con las cámaras, el sector privado, los productores y las Bolsas de Comercio”.
«Acabamos de firmar un acuerdo con la Unión Europea que no debería estar en discusión -agregó el ministro santafesino-, pero luego aparece un informe que califica a la soja como insumo de alto riesgo. Ya se hicieron los esfuerzos técnicos: Cancillería trabajó con todas las cámaras, y Santa Fe fue una de las provincias que se anotó para tener voz.”
Fundamentos para la acción ante la OMC
Para las provincias, la Argentina cuenta con fundamentos jurídicos suficientes para solicitar la apertura de consultas ante la OMC, alegando deficiencias en la medida ILUC, tal el documento que se está consolidando entre los representantes públicos y privados del sector para presentar a la Cancillería.
En ese sentido se asegura que la eventual medida «carece de sustento científico objetivo y metodología transparente, opera como una restricción cuantitativa encubierta, es incompatible con los principios de no discriminación y previsibilidad y produce un efecto comercial equivalente a una prohibición de importación».
Actualmente, el acceso del biodiesel argentino al mercado europeo se encuentra restringido mediante un esquema dual. «Por un lado hay derechos compensatorios elevados, aplicados tras una revisión por presuntos subsidios, que constituyen una barrera significativa al comercio»; explican.
El ministro Puccini está a cargo de la coordinación del reclamo de las provincias por la regulación prohibitiva de la UE.
Por otro, restricciones regulatorias de carácter ambiental, derivadas de la clasificación de la soja y sus derivados como de alto riesgo de cambio indirecto del uso del suelo (ILUC) en el marco de la normativa europea sobre energías renovables, lo que «conduce a su exclusión progresiva del cómputo de energías renovables y genera un efecto práctico equivalente a una prohibición de importación».
Para las provincias, la clasificación ILUC constituye una medida no arancelaria de carácter regulatorio con efectos restrictivos sobre el comercio internacional, sujeta al escrutinio del GATT de 1994 y de las disciplinas OMC aplicables a medidas que afectan el acceso a los mercados. «Si bien se presenta como una regulación ambiental, su diseño y efectos -se aseguró- revelan una función restrictiva del comercio, configurando una barrera no arancelaria encubierta».
En mayo de 2013, la Argentina solicitó la apertura de consultas ante la OMC contra la Unión Europea por la imposición de derechos antidumping y compensatorios al biodiésel argentino. Tras el fracaso de las consultas, se constituyó un panel en enero de 2014.
En marzo de 2016, el panel concluyó que las metodologías utilizadas por la Unión Europea eran incompatibles con las disciplinas del Acuerdo Antidumping, fallo que fue sustancialmente confirmado por el Órgano de Apelación en octubre de 2016.
En 2017, la Unión Europea modificó su normativa, reabriendo el mercado europeo al biodiésel argentino. Este antecedente confirma que medidas europeas basadas en metodologías no compatibles con las normas OMC pueden ser exitosamente cuestionadas en el sistema multilateral de comercio.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, afirmó este jueves que ponerle fin a la teocracia chiita en Irán es una prioridad mayor que el aumento de los precios del petróleo. De todas formas, el gobierno anunció el miércoles que liberará más de cien millones de barriles de su reserva estratégica de petróleo, en una jornada en la que los precios vuelven a tocar los US$ 100 por barril.
Trump fue más allá e incluso garantizó que el aumento de precios beneficiará a su país. «Estados Unidos es, con diferencia, el mayor productor de petróleo del mundo, así que cuando los precios del petróleo suben, ganamos mucho dinero. Pero, como presidente, para mí es mucho más importante e interesante impedir que un imperio malvado, Irán, adquiera armas nucleares y destruya Medio Oriente y, de hecho, el mundo».
EE.UU. es el mayor productor de petróleo crudo del mundo, con una producción actual de 13,6 millones de bpd, aunque sigue siendo un importador neto, con un diferencial de 2,2 millones de barriles por día importados en 2025.
La suba del petróleo viene impactando desde la semana pasada en los precios de los combustibles en el surtidor en EE.UU., que ya alcanzaron su mayor nivel en la era Trump, si se considera tanto su primera presidencia como la actual.
EE.UU. libera barriles de la reserva estratégica
El Departamento de Energía de EE.UU. anunció la liberación de 172 millones de barriles de su reserva estratégica de petróleo, como parte de un plan coordinado entre los miembros de la Agencia Internacional de Energía (IEA).
Sin embargo, el anuncio de EE.UU. no impactó inmediatamente en los precios. La jornada del jueves volvió a registrar subas importantes que llevaron al Brent nuevamente a cruzar los 100 dólares por barril.
EE.UU. liberará los 172 millones de barriles a partir de la semana próxima, dijo el secretario de Energía, Chris Wright. «Esto tardará aproximadamente 120 días en entregarse según las tasas de descarga planificadas», explicó el funcionario.
Los países acordaron esta semana poner a disposición del mercado 400 millones de barriles de petróleo de sus reservas de emergencia. Los miembros de organismo energético mantienen reservas estratégicas por un total de más de 1200 millones de barriles. Japón y el Reino Unido ya se han comprometido a liberar 80 millones de barriles y 13,5 millones de barriles, respectivamente.
Esta liberación coordinada de reservas será la sexta en la historia del organismo. Las acciones colectivas anteriores sucedieron en 1991, 2005, 2011 y dos veces en 2022.
La reserva estratégica de petróleo de EE.UU. es la más grande entre los 32 países miembros del IEA, con 415,4 millones de barriles disponibles.
YPF Luz firmó un acuerdo con Skyonline, datacenter líder en servicios de colocation y soluciones en la nube, para abastecer con energía renovable al Datacenter Tier III Compliant, ubicado en la ciudad 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.
El CEO de Skyonline, Rafael Ibañez, destacó que “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”.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, afirmó “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”.
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa generadora de energía eléctrica que opera desde 2013. La compañía alcanzó una capacidad instalada total de 3,6 GW y abastece el 10 % de la demanda eléctrica del país. Actualmente, está construyendo un parque solar en Mendoza y un proyecto de almacenamiento de baterías en la provincia de Buenos Aires.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) avanza con la mayor inversión energética de su historia: USD 3.000 millones para construir un corredor industrial completo entre Tratayén (Neuquén) y Bahía Blanca, destinado a procesar, transportar, fraccionar y exportar los líquidos del gas natural de Vaca Muerta.
No se trata solo de un ducto: el proyecto incluye dos plantas industriales nuevas, una en Neuquén y otra en Buenos Aires, además de una terminal marítima refrigerada para exportación.
La obra, que se encuentra en etapa final de decisión (FID), demandará 45 meses de ejecución, generará 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos, y atravesará cuatro provincias. La traza del poliducto —de 573 a 700 kilómetros, según la configuración final de ramales— conectará la planta de procesamiento de Tratayén con el polo petroquímico bahiense, cruzando Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.
En Tratayén, TGS construirá una planta de procesamiento de gas rico con capacidad para 40 a 43 millones de m³/día, diseñada para separar y estabilizar los líquidos (C3, C4 y C5+). La producción estimada es de 2,8 millones de toneladas anuales, que luego viajarán por el poliducto hacia el Atlántico.
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En Bahía Blanca, el proyecto contempla una planta de fraccionamiento de 90.000 barriles diarios, capaz de producir 2,7 millones de toneladas anuales de propano, butano y gasolina natural. El complejo incluirá tanques refrigerados de 100.000 m³ para propano, 70.000 m³ para butano y dos tanques de 30.000 m³ para gasolina natural, además de una terminal marítima especializada para exportación en White–Galván.
La magnitud del proyecto anticipa una demanda inédita de proveedores. La construcción del ducto requerirá miles de toneladas de cañerías API de 20 pulgadas, soldadura automática y manual, sidebooms, retroexcavadoras, topadoras, estaciones de bombeo, válvulas de alta presión y sistemas SCADA.
Las plantas industriales demandarán obra civil pesada, estructuras metálicas, equipos rotantes, skids de bombeo, instrumentación y control, sistemas contra incendio, subestaciones eléctricas, líneas de media tensión y montaje electromecánico integral.
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La logística será crítica: el proyecto movilizará miles de camiones durante casi cuatro años, exigirá permisos viales especiales, cruces de ríos y rutas, servidumbres de paso y campamentos industriales en cuatro provincias. También se requerirán servicios ambientales, consultoras de impacto social, seguridad industrial y equipamiento de protección personal en grandes volúmenes.
El impacto económico es directo. TGS proyecta exportaciones por USD 1.200 a 2.000 millones anuales y un movimiento adicional de 3 millones de toneladas por año en el complejo portuario White–Galván. Para Bahía Blanca, la obra consolida su rol como nodo energético y petroquímico del país; para Neuquén, asegura capacidad de procesamiento para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.
La decisión final de inversión se espera para las próximas semanas. Si se confirma, la obra comenzará en 2026 y abrirá un ciclo de demanda sostenida para contratistas, metalúrgicas, ingenierías, transportistas y proveedores industriales de todo el país.
La visión de Runrún
El proyecto de TGS redefine la infraestructura energética argentina. No es un ducto: es un sistema industrial completo que transforma el gas rico de Vaca Muerta en productos exportables a escala global. La instalación de dos plantas nuevas, sumada a la terminal marítima y al poliducto, abre una ventana de oportunidades inédita para proveedores.
La obra marcará el ritmo de la cadena de valor energética durante los próximos cuatro años y posicionará a Argentina en una nueva liga logística y productiva.
Chevron reforzó su visión sobre el papel estratégico de la Argentina en el mercado energético global. En un contexto de demanda mundial en crecimiento, la compañía afirmó que el país es un actor central para abastecer petróleo y gas en los próximos años.
La petrolera destacó la calidad de los recursos, la competitividad de Vaca Muerta y el impacto de las reformas económicas en la previsibilidad del clima de inversión.
La empresa señaló que la demanda global de energía volverá a marcar un récord en 2026. El crecimiento de Asia, la expansión industrial y la necesidad de combustibles para transporte y petroquímica sostienen un mercado que sigue siendo profundo y dinámico. En ese escenario, Argentina aparece como un proveedor relevante por su escala, su productividad y su potencial de expansión.
Chevron remarcó que las inversiones energéticas de largo plazo requieren estabilidad macroeconómica, reglas claras y libertad para mover capital. La compañía valoró las reformas orientadas al mercado, la disciplina fiscal y la desregulación como señales que fortalecen la confianza de los inversores.
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También destacó el impacto del régimen de incentivos a grandes inversiones y los acuerdos bilaterales que buscan facilitar el comercio y la cooperación tecnológica.
La petrolera es uno de los actores más importantes de Vaca Muerta. Junto a YPF impulsó el desarrollo de Loma Campana, el proyecto que abrió el shale argentino al mundo. La empresa considera que la combinación de recursos de clase mundial, competitividad operativa y un marco regulatorio estable puede convertir a la Argentina en un proveedor energético de escala global.
El mensaje de Chevron confirma una tendencia: el mundo necesita más energía y busca proveedores confiables. Argentina tiene recursos, talento y capacidad industrial para ocupar ese lugar. Si sostiene estabilidad macroeconómica y reglas previsibles, puede transformar su potencial en inversiones duraderas, infraestructura estratégica y una inserción global más sólida.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo mantuvo sin cambios su previsión de demanda global de crudo para los próximos años. El cartel proyecta un consumo en torno a los 106,5 millones de barriles diarios en 2026 y 107,8 millones en 2027, apoyado en un crecimiento económico mundial cercano al 3% anual y en la expansión sostenida de Asia, con China e India como principales motores.
El informe destaca que el aumento del consumo estará impulsado por los combustibles para el transporte, la recuperación plena de la aviación comercial y una actividad industrial, agrícola y de la construcción todavía robusta en países no pertenecientes a la OCDE.
La demanda se desplaza geográficamente, pero no se reduce: el mundo sigue necesitando petróleo para mover carga, personas y producción.
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En paralelo, la Agencia Internacional de la Energía decidió liberar alrededor de 400 millones de barriles de sus reservas estratégicas para compensar riesgos de interrupción de suministro vinculados a tensiones en rutas críticas como el estrecho de Ormuz. Es una señal clara: los reguladores están dispuestos a usar su “colchón” de seguridad para evitar un shock de oferta y moderar la volatilidad de precios.
Para los países productores y las cadenas de valor asociadas, el mensaje es doble. Por un lado, la demanda estructural de crudo se mantiene firme en el mediano plazo. Por otro, la coordinación entre grandes consumidores y organismos multilaterales busca evitar crisis abruptas que frenen inversión o destruyan actividad.
La comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones de la Legislatura de Neuquén inició el análisis del proyecto que propone crear un régimen de regalías para las empresas dedicadas a la explotación minera en la provincia. La iniciativa fue presentada por el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo, durante la apertura del período de sesiones ordinarias.
El proyecto establece una alícuota que oscilará entre el 2% y el 3% sobre el valor de boca de mina, según el proceso que se realice sobre el mineral en origen. Las empresas que agreguen valor dentro de la provincia tributarán el 2%, mientras que aquellas que comercialicen el recurso sin elaboración deberán abonar el 3%.
Al explicar los alcances de la propuesta, el presidente de la comisión, Damián Canuto, señaló que el objetivo es “monetizar nuestros recursos” y generar una compensación para la provincia por la extracción de recursos naturales no renovables del suelo y subsuelo neuquino.
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El proyecto también incorpora alícuotas diferenciadas, una tasa específica para garantizar el control de la actividad y la creación del Fondo de Desarrollo Minero y Sustentabilidad Ambiental (FODEMSA).
Durante la misma reunión, los diputados comenzaron a analizar una actualización del Código de Procedimiento Minero, cuya normativa vigente data de 1970 y no incorpora los criterios ambientales posteriores a la reforma constitucional de 1994. La propuesta busca digitalizar trámites, habilitar expediente electrónico, incorporar herramientas tecnológicas y unificar plazos conforme al nuevo Código Procesal Civil.
Para continuar con el análisis, la comisión convocará a funcionarios de la Dirección de Minería y solicitará al Ministerio de Turismo y Medio Ambiente un informe sobre la asignación de tierras destinadas a la extracción de áridos en la zona de Pulmarí.
Neuquén cerró 2025 con un desempeño histórico: exportó USD 4.534 millones, un crecimiento del 18,8% interanual que consolidó a la provincia como el principal polo energético del país. El 96,7% de esas ventas externas provino de petróleo y gas, impulsadas por la expansión de Vaca Muerta y por una infraestructura que hoy permite evacuar volúmenes récord.
La producción provincial alcanzó 566.966 barriles diarios de petróleo, el nivel más alto registrado, mientras que el gas llegó a 113,92 millones de m³/día, con una participación no convencional del 90,75%. Este salto productivo se tradujo en un aumento sostenido de exportaciones hacia los mercados del USMCA y de la ALADI, que absorbieron más de USD 3.700 millones en crudo neuquino.
El crecimiento se explica por la actividad de los principales operadores de la cuenca. En petróleo, los bloques más dinámicos fueron Bandurria Sur, Lindero Atravesado, Mata Mora Norte, La Angostura Sur II y Rincón de Aranda, donde las compañías ampliaron capacidad, incorporaron nuevos pads y aceleraron la curva de aprendizaje del shale. En gas, los proyectos de Sierra Chata, La Calera, Aguada Pichana Este, Bandurria Sur y La Angostura Sur II sostuvieron la oferta en niveles récord.
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La infraestructura acompañó el salto productivo. Oldelval completó ampliaciones que permiten evacuar la nueva producción hacia el Atlántico, mientras que OTASA incrementó los envíos a Chile con un crecimiento del 82% en el primer trimestre de 2025. A esto se suma el avance del Vaca Muerta Oil Sur, el oleoducto que conectará la cuenca con Punta Colorada para exportación directa.
A pesar de estos números, la formación está lejos de su techo. Solo el 8% de Vaca Muerta está explotado, según datos técnicos de YPF, y menos del 15% tiene actividad exploratoria o pilotos en marcha. Más del 80% de la superficie permanece intacta, sin pozos ni infraestructura. Este nivel de subdesarrollo relativo explica por qué la producción sigue creciendo aun con inversiones moderadas y por qué la curva de expansión tiene décadas por delante.
El resultado es un cambio estructural: Argentina pasó de un déficit energético de USD 7.000 millones a un superávit de USD 8.000 millones, con una proyección oficial que estima USD 30.000 millones de saldo positivo en los próximos cinco años si la infraestructura continúa expandiéndose al ritmo actual.
La visión de Runrún
Vaca Muerta está mostrando su escala real. La combinación de operadores con músculo financiero, infraestructura en expansión y mercados externos demandantes está transformando a Neuquén en un actor energético de peso global. El dato clave es que este salto exportador se logró con apenas una fracción mínima de la formación en desarrollo. Para la Argentina, esto abre una ventana estratégica: más divisas, más actividad y un sector energético que ya opera con lógica de largo plazo.
Quintana Energy consolidó su posición como el operador más activo en la lengua mendocina de Vaca Muerta tras completar la sísmica 3D en el bloque Cañadón Amarillo, una superficie de 202,5 km² ubicada en el sur provincial.
La adquisición de datos, realizada junto a TSB, demandó una inversión de USD 4 millones y utilizó diez vibradores sísmicos para obtener un modelo de subsuelo de alta resolución.
La ministra de Energía de Mendoza, Jimena Latorre, destacó que Quintana es hoy la empresa que “más rápido avanza” en la exploración no convencional de la provincia. El proyecto entra ahora en la etapa de procesamiento y modelado geológico, paso previo a la definición de las primeras locaciones de perforación.
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La actividad se desarrolla en un contexto donde Mendoza busca consolidar su propia ventana de shale. Además de Quintana Energy, la provincia cuenta con compromisos de YPF, que ya perforó dos pozos y tiene un tercero programado en los bloques CNVII y CNVIIA, y con la presencia de operadores como Aconcagua Energía, Phoenix Global Resources y El Trébol, que avanzan en estudios y reprocesamiento sísmico en áreas como Payún Oeste y Paso de las Bardas Norte.
La zona con potencial no convencional supera los 800 km², y la sísmica de Quintana Energy es la más extensa realizada hasta ahora en la provincia. El objetivo es determinar continuidad de roca, espesores, presión de poro y calidad de la ventana térmica, variables clave para evaluar la viabilidad de un desarrollo shale en la región.
Si los resultados técnicos acompañan, Mendoza podría sumar una nueva frontera productiva al mapa energético nacional, con un desarrollo que complementaría la ventana neuquina de Vaca Muerta.
La visión de Runrún
La exploración en Mendoza dejó de ser un ejercicio preliminar. Con la sísmica 3D de Quintana Energy y los compromisos de YPF, la provincia ingresa en una fase técnica seria. El desafío será validar la roca y demostrar continuidad con la ventana neuquina. Si eso ocurre, Mendoza puede convertirse en la próxima frontera del shale argentino.
Vaca Muerta atraviesa el mayor ciclo de actividad de su historia y eso se refleja en los salarios. Con casi 100.000 etapas de fractura acumuladas, una producción que rozó los 880.000 barriles diarios en diciembre y un objetivo de llegar al millón de barriles/día en 2026, la demanda de personal técnico está en máximos históricos.
Las operadoras y empresas de servicios compiten por talento en un mercado de pleno empleo, impulsado por obras como Vaca Muerta Sur, Duplicar Norte, la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y nuevos proyectos midstream.
El resultado es una estructura salarial que se ubica entre las más altas del país. Los relevamientos privados del sector muestran que los sueldos petroleros en la Cuenca Neuquina alcanzan cifras históricas, con brechas de hasta $7 millones frente a otras regiones.
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La brecha patagónica es contundente: un Gerente de Planta puede ganar $21,6 millones en la Patagonia, frente a $17,3 millones en Buenos Aires y $14,2 millones en el NEA.
Por qué los sueldos están en máximos históricos
Los análisis de mercado coinciden en que la combinación de factores es clara:
• Escasez de perfiles técnicos especializados.
• Expansión simultánea de obras midstream y downstream.
• Alta rotación y competencia entre operadoras y contratistas.
• Digitalización del campo (automatización, SCADA, telemetría).
• Aislamiento geográfico y diagramas exigentes.
La industria opera al límite de su capacidad y necesita asegurar talento crítico para sostener el ritmo de perforación, fractura y construcción de infraestructura.
Los cinco perfiles más buscados en 2026
• Ingenieros de pozo y reservorio
• Especialistas en logística midstream
• Operadores de maquinaria pesada y sidebooms
• Soldadores API
• Expertos en automatización y SCADA
La proyección del sector estima que la expansión de la cuenca generará 40.000 nuevos empleos directos e indirectos hacia fin de la década.
Contexto productivo: por qué suben los salarios
• 2.300 fracturas mensuales como nuevo piso operativo.
• Inversiones crecientes en infraestructura para evacuar crudo y gas.
• Mayor complejidad técnica en pozos horizontales de 3.000 a 3.500 metros.
• Competencia entre operadoras por asegurar equipos y cuadrillas completas.
El mercado laboral de Vaca Muerta entró en una fase de competencia abierta por talento. Los salarios récord no son un fenómeno aislado: son la consecuencia directa de un ecosistema que opera en máxima expansión, con obras estratégicas, producción en niveles históricos y una demanda técnica que supera ampliamente la oferta. Para las empresas, el desafío es retener perfiles críticos; para los trabajadores, es el mejor momento de la década para ingresar o escalar en la industria.
La exploración en la Cuenca Argentina Norte atraviesa una transición. Las operadoras que trabajaron en los bloques CAN 107 y CAN 109 completaron la etapa sísmica, pero no avanzaron hacia la perforación exploratoria. La industria ahora observa con atención la nueva campaña que comenzará en el offshore uruguayo.
Los bloques frente a Mar del Plata abarcan más de 15.000 km² en aguas que van desde los 200 hasta los 2.500 metros. La inversión en estudios sísmicos superó los 90 millones de dólares. Los datos fueron procesados, pero no se solicitó el permiso para perforar un pozo, un paso clave para validar la presencia de hidrocarburos.
El antecedente inmediato es el pozo Argerich x-1, perforado en 2024 en el bloque CAN 100, que no mostró indicios claros de petróleo. Estos resultados iniciales no descartan el potencial regional, pero sí obligan a recalibrar expectativas y avanzar con mayor evidencia técnica.
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Mientras tanto, Uruguay inicia una campaña sísmica de gran escala en varias áreas de su plataforma marítima. Si los datos confirman un sistema petrolero activo, el impacto será regional: un hallazgo del lado uruguayo revaloriza de inmediato la Cuenca Argentina Norte y puede reactivar la perforación en los bloques locales.
La industria offshore opera con probabilidades de éxito exploratorio cercanas al 7%. Para descartar un área se necesitan decenas de pozos, no uno. Por eso, la pausa actual no implica un retroceso, sino una etapa de maduración técnica.
El offshore argentino no se detiene: se recalibra. La industria avanza por ciclos y la evidencia regional puede acelerar la próxima etapa. Uruguay abre una ventana de oportunidad que, si confirma potencial, reposicionará al Mar Argentino como un activo estratégico para diversificar la matriz energética, atraer inversión y desarrollar cadenas de valor portuarias y de servicios.
Chubut presentó en Nueva York una agenda centrada en atraer inversiones para energía, tecnología y logística. La provincia expuso su potencial ante fondos internacionales y empresas globales, con especial interés en proyectos de data centers impulsados por compañías tecnológicas de primera línea.
La delegación provincial destacó que la Patagonia reúne condiciones únicas para infraestructura digital: clima frío, disponibilidad de energía, grandes extensiones de terreno y costos operativos competitivos. Estos factores permiten pensar en centros de datos de escala, integrados a un sistema energético confiable y diversificado.
El gobernador Ignacio Torres subrayó que la estrategia provincial apunta a generar previsibilidad y reglas claras para inversores. Señaló que el contexto global coloca a la Argentina en un lugar estratégico por sus recursos energéticos, su capacidad logística y su potencial en economía del conocimiento.
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La comitiva incluyó representantes del sector sindical y de empresas energéticas, que remarcaron la importancia de mostrar una agenda articulada entre Estado, trabajadores y compañías. La presencia conjunta busca transmitir estabilidad, capacidad operativa y visión de largo plazo.
Chubut apuesta a consolidarse como un polo energético y tecnológico. La provincia combina experiencia en hidrocarburos y gas, infraestructura portuaria y logística, recursos humanos calificados y un fuerte potencial para energías renovables y servicios digitales. La articulación de estos sectores abre oportunidades para proyectos de alto impacto en la región.
La Patagonia puede transformarse en un hub de energía y tecnología si sostiene previsibilidad y cooperación público–privada. Chubut busca capitalizar su ventaja competitiva: recursos, clima, infraestructura y talento. En un mundo que demanda más energía y más capacidad digital, la provincia se posiciona para atraer inversiones de largo plazo y generar desarrollo sostenido.
Chevron y Shell iniciaron negociaciones avanzadas para operar activos clave de petróleo y gas en Venezuela, luego del cambio político producido tras la captura de Nicolás Maduro. Las conversaciones se desarrollan bajo un nuevo marco regulatorio que habilita a compañías extranjeras a producir, exportar y comercializar hidrocarburos venezolanos con mayor autonomía operativa.
Las dos petroleras estadounidenses evalúan incorporarse a proyectos de alto potencial en la Faja del Orinoco y en zonas productoras de crudo liviano y gas en el oriente del país. Entre las áreas en análisis se encuentran:
• Petropiar (Chevron): proyecto de crudo extrapesado en la Faja del Orinoco, donde la compañía busca ampliar capacidad y obtener mayor control operativo.
• Ayacucho 8 (Chevron): bloque con reservas significativas de crudo extrapesado, con posibilidad de un nuevo contrato de producción.
• Carito y Pirital (Shell): campos ubicados en el estado Monagas, con producción de crudo liviano y gas asociado, estratégicos para exportación.
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La nueva legislación venezolana permite que empresas internacionales operen incluso con participación accionaria minoritaria, eliminando restricciones históricas que limitaban la gestión directa de los proyectos. Este cambio abre la puerta a inversiones en infraestructura, recuperación secundaria, mejoramiento de crudos y ampliación de capacidad instalada.
Estados Unidos anunció que supervisará los acuerdos para garantizar seguridad jurídica y cumplimiento normativo, lo que otorga previsibilidad adicional para las compañías interesadas. Chevron y Shell analizan planes de expansión que incluyen modernización de instalaciones, incremento de producción y desarrollo de proyectos integrados orientados a exportación.
Las negociaciones avanzan en paralelo a la revisión de activos existentes, la evaluación de nuevas oportunidades de exploración y la redefinición del rol de PDVSA en los futuros contratos.
La cuenta regresiva ya comenzó para la quinta edición de Future Energy Summit (FES) Caribe, que se celebrará los 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana.
A poco más de un mes del encuentro, el evento se perfila nuevamente como el principal punto de reunión para ejecutivos, inversores, desarrolladores y autoridades que siguen de cerca la evolución del mercado energético en Centroamérica y el Caribe.
La quinta edición contará con el respaldo de empresas 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.
Además de las sesiones de debate, el evento se distingue por sus espacios de networking de alto nivel, donde ejecutivos y representantes de empresas avanzan en alianzas estratégicas y acuerdos comerciales que impulsan el desarrollo de proyectos y la transición energética en distintos mercados de América Latina.
La realización de FES Caribe en República Dominicana coincide con un momento de gran dinamismo para el mercado energético local, particularmente en el desarrollo de proyectos renovables con almacenamiento.
Uno de los procesos más relevantes es la Licitación Pública Internacional EDES-LP-NGR-01-2025, destinada a adjudicar 600 MW de generación renovable con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), proceso que despertó un fuerte interés por parte del sector privado, con propuestas que alcanzaron 1546 MWp y 1294,57 MWn, casi triplicando la capacidad convocada.
En total se presentaron 20 proyectos —19 solares y uno eólico—, reflejando el creciente atractivo del mercado dominicano para desarrolladores e inversores. La apertura de las ofertas económicas se realizará el 7 de abril, paso que marcará el inicio de la evaluación financiera y el eventual mecanismo de subasta.
Y de acuerdo con el cronograma del proceso, la evaluación económica se desarrollará durante abril, mientras que la publicación de la adjudicación está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con la firma de contratos proyectada para el 22 de mayo.
Centroamérica y el Caribe avanzan con nuevos procesos de contratación
El dinamismo del mercado energético regional no se limita a República Dominicana, ya que diversos países del Caribe y Centroamérica avanzan con subastas y reformas regulatorias que amplían las oportunidades de inversión en energías renovables y almacenamiento.
En Panamá, la licitación LPI No. ETESA 01-25, recibió siete ofertas provenientes de seis generadoras que en conjunto representan hasta 260,57 MW de capacidad potencial entre proyectos eólicos e hídricos y la adjudicación está prevista para el 24 de abril.
Por su parte, Honduras extendió por tres meses el plazo para la recepción de ofertas de su licitación internacional de 1500 MW, uno de los procesos de contratación de capacidad más relevantes en la historia reciente del país, por lo que el nuevo plazo vencerá en junio de 2026, en un contexto de revisión de condiciones técnicas y contractuales.
La magnitud del proceso es significativa, ya que 1500 MW representan una porción relevante de la demanda nacional, lo que podría redefinir la composición futura de la matriz eléctrica hondureña al incorporar generación renovable y soluciones de respaldo hacia el horizonte 2030.
En el Caribe insular, Barbados también avanza con un cambio estructural en su política energética, con una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento mediante sistemas BESS, proceso que cuenta con el respaldo de organismos multilaterales y despertó un alto interés en el sector privado.
Allí más de 200 representantes de más de 40 empresas participaron en la conferencia preliminar organizada por el Gobierno junto al regulador Fair Trading Commission, la utility Barbados Light & Power, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), GEAPP y el Banco Central de Barbados. El proceso marca un punto de inflexión para el país, que hasta ahora operaba bajo un esquema de feed-in tariff y comienza a implementar mecanismos de adjudicación competitiva.
Esto significa que FES Caribe se posiciona como un espacio clave para comprender las tendencias del mercado energético regional en un contexto de nuevas licitaciones, reformas regulatorias y creciente apetito inversor.
Durante dos jornadas de conferencias y reuniones de negocio, ejecutivos del sector analizarán el desarrollo de la energía solar y eólica, la integración del almacenamiento con baterías, los desafíos de financiamiento y las oportunidades que surgen en los distintos mercados de Centroamérica y el Caribe.
El evento espera reunir a cientos de ejecutivos y representantes de empresas líderes del sector, consolidando un entorno donde el intercambio de información estratégica y las reuniones de networking facilitan el avance de proyectos y acuerdos que contribuyen a acelerar la transición energética en la región.
Coral Energía acelera su expansión en el mercado argentino con una amplia cartera de proyectos en desarrollo, principalmente solares y de almacenamiento en baterías.
“Queremos completar 250 MW en operación y tenemos un pipeline importante de 800 MW desarrollados, pensando mucho también en la nueva licitación AlmaSADI y en seguir ampliando nuestro portfolio solar”, afirmó el CEO de Coral Energía, Nahuel Vinzia, al describir la hoja de ruta de crecimiento de la compañía en el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
La empresa avanza con 17 proyectos en construcción en distintas etapas de ejecución, de los cuales 15 son fotovoltaicos y los dos restantes de baterías adjudicados en la licitación AlmaGBA (BESS Parque” y “BESS Pilar”, cada uno de 50 MW de potencia a un precio de USD 11461 MWmes y USD 11979 MWmes, respectivamente).
“El primer proyecto puesto en marcha para Coral es un granito ahora en marzo de 2026 y el resto de los proyectos esperamos que también estén con COD durante 2026”, señaló el CEO de la compañía ante más de 600 líderes del sector.
Cabe recordar que Coral Energía acumula alrededor de 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y proyectos en construcción, mientras proyecta una expansión sostenida hacia el final de la década.
Como parte de esa estrategia, la compañía se ha fijado el objetivo de alcanzar 1 GW de contratos renovables firmados hacia 2030, consolidando su presencia dentro del mercado eléctrico argentino.
Dentro de esa hoja de ruta, el almacenamiento emerge como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de la empresa, especialmente tras su participación en la licitación AlmaGBA, donde fue una de las adjudicatarias más relevantes.
Ahora la mirada está puesta en AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone a lo largo del país, con el objetivo de reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir cortes de suministro en distintas regiones.
Ese recorrido consolidó la visión estratégica de Coral Energía respecto al rol que tendrán las baterías dentro del sistema eléctrico argentino en los próximos años: “Estamos entusiasmados, es tan positivo el recibimiento que vemos el almacenamiento como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de Coral Energía en los próximos años”.
A ello se debe agregar que, la firma también evalúa ampliar su presencia hacia otras tecnologías de generación, en función de su competitividad dentro del sistema eléctrico, a pesar de tener un enfoque principalmente solar y storage.
“Somos una empresa de energía y queremos traer a la mesa proyectos de generación con buen LCOE que ayuden a optimizar el costo general del sistema. Las tecnologías están compitiendo y desde Coral Energía estamos evaluando proyectos eólicos y otro tipo de generación”, subrayó Vinzia.
Señales de precio y previsibilidad para impulsar inversiones
Más allá del avance de proyectos y del potencial de nuevas licitaciones, la evolución del mercado eléctrico argentino será determinante para habilitar nuevas inversiones y contratos de largo plazo, particularmente en el segmento corporativo.
“A medida que aparezcan las señales de precio claras, una vez que pase esta transición y que la demanda otra vez recupere, recién ahí veremos contratos de mediano a largo plazo”, explicó el CEO en FES Argentina.
“Este año tal vez sea de esperar un poco y ver cómo se estabiliza, cómo es la previsibilidad, confiabilidad del nuevo sistema y las señales de precio que sean claras para que la demanda pueda contractualizar (…) Necesitamos que haya previsibilidad, confianza y señales para que siga bajando el costo financiero, que seguramente empujará a todas las tecnologías renovables y al almacenamiento”, agregó
AmCham, la Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina, cerró la edición 2026 de la Argentina Week con un encuentro en Nueva York que reunió a inversores internacionales, empresarios y funcionarios de ambos países. En ese marco, la cámara distinguió a Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, como el Empresario Argentino del Año.
Galuccio fundó Vista hace apenas ocho años. En ese tiempo, la compañía creció de manera exponencial y hoy se consolidó como el principal productor independiente de petróleo y el mayor exportador de crudo de la Argentina. Desde el inicio de sus operaciones en el país, Vista invirtió más de 6.500 millones de dólares en Vaca Muerta y proyecta desembolsar entre 1.500 y 1.600 millones de dólares durante este año. En paralelo, la compañía más que quintuplicó su producción, pasando de 24.500 barriles diarios de petróleo a 135.000 barriles por día.
Visión de largo plazo
Al recibir el premio, Galuccio expresó su “gran aprecio y enorme respeto por AmCham” y destacó que “los lazos entre ambos países han sido fundamentales para el desarrollo de la Argentina. De hecho, el primer proyecto de escala en el de-riskeo de Vaca Muerta fue realizado por nuestra empresa nacional de bandera junto con Chevron”.
En ese sentido, señaló que “el potencial de crecimiento futuro está directamente relacionado con el interés de las empresas norteamericanas en invertir en el recurso no convencional, y AmCham cumple un rol clave como nexo para generar nuevos diálogos y construir puentes entre ambos países”.
Sobre el desarrollo de Vaca Muerta, Galuccio afirmó que “es un hito del cual los argentinos tenemos que sentirnos orgullosos, porque cambió el paradigma energético del país. Hoy estamos en camino de convertirnos en un proveedor global de energía en un mundo que la necesita para el desarrollo del planeta y de su gente”.
“Es también un ejemplo de que cuando los argentinos nos alineamos detrás de una visión de largo plazo somos capaces de hacer cosas extraordinarias”, agregó.
Cultura
El fundador de Vista también destacó el rol de las personas y la cultura de la compañía: “En Vista tenemos profesionales extraordinarios que trabajan dentro de una cultura que los empodera para lograr resultados extraordinarios. Ellos son los verdaderos dueños de este premio”.
Finalmente, Galuccio señaló que la distinción tiene para él un significado especial: “Este premio cierra un círculo que comenzó cuando tenía 25 años en Estados Unidos, un camino que me llevó a recorrer el mundo y que finalmente me devolvió a la Argentina, el país que me formó en lo profesional y en el carácter. Pienso en ese recorrido y solo puedo sentir un profundo agradecimiento hacia quienes fueron parte de este camino: mi país, el equipo de Vista, mi familia, a las provincias de Neuquén y Río Negro y, nuevamente, AmCham”.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) declaró en emergencia el suministro de gas natural en Perú durante 14 días —del 1 al 14 de marzo— tras el siniestro registrado en el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) a la altura del kilómetro 43, lo que redujo drásticamente la disponibilidad de combustible para el sistema energético e impactó de inmediato en el mercado eléctrico.
El precio de la energía en el mercado spot superó los 250 USD/MWh frente a un promedio cercano a 30 USD/MWh registrado en febrero, según datos analizados por Moody’s Local Perú, reflejando la presión que genera la sustitución de generación a gas por combustibles líquidos más costosos.
En este contexto, Eduardo Ramos Arechaga, director de Optima Energy Perú, advirtió que el episodio revela debilidades estructurales del sistema energético nacional, lo que pone en evidencia la necesidad de fortalecer la resiliencia.
“Pasamos de operar con costos bajos y estabilidad a un régimen de emergencia donde cada molécula se raciona y los precios se disparan. La dependencia no es solo cuantitativa (el porcentaje que aporta), sino cualitativa: el gas es el respaldo de las renovables y el combustible de ajuste de todo nuestro sistema. Sin él, el modelo de despacho económico simplemente colapsa”, explicó Ramos Arechaga.
Al mismo tiempo, la situación volvió a instalar el debate sobre la diversificación de la matriz eléctrica y el rol que pueden desempeñar las energías renovables para reducir la exposición del sistema a interrupciones en el suministro de combustibles.
“El debate no puede ser gas versus renovables, sino cómo integrar renovables con almacenamiento y respaldo flexible para que el sistema sea robusto en todos los escenarios”, sostuvo el director de Optima Energy Perú.
En ese escenario, el ejecutivo remarcó que la expansión de generación solar y eólica puede contribuir a moderar los costos del sistema, especialmente en contextos de volatilidad en los combustibles.
“Cada MWh renovable que ingresa al sistema es un MWh que no se genera con diésel a 300 o 400 soles / MWh”, apuntó Ramos Arechaga.
Actualmente, la matriz eléctrica peruana presenta una dinámica estacional marcada: durante la primera mitad del año predomina la generación hidroeléctrica, mientras que en la segunda —cuando disminuyen los caudales— la generación térmica a gas gana protagonismo (llegando a más del 50%)
“El día de hoy, por ejemplo, la generación solar y eólica está aportando cerca del 10% de la demanda. Es valioso, pero no suficiente para reemplazar el 40% que aporta el gas. Son un complemento que va cobrando y cobrará mucho más protagonismo, pero no es un sustituto”, manifestó.
Frente a este escenario, el ejecutivo señala que el almacenamiento energético podría desempeñar un rol clave para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico, especialmente en situaciones de contingencia.
“Para sustituir la potencia firme que hoy aporta el gas —unos 3.000 MW en estiaje— necesitaríamos una capacidad de almacenamiento que hoy es inviable económica y técnicamente”, agregó el ejecutivo.
Cabe recordar que el sector renovable está a la espera de la reglamentación de la Ley 32249, que busca habilitar el arbitraje de energía y potencia y abrir nuevas oportunidades de negocio para sistemas de almacenamiento como las baterías.
La normativa será determinante para definir el funcionamiento del esquema de licitaciones para distribuidoras y el desarrollo del mercado de servicios complementarios en el sistema eléctrico.
“Las licitaciones de BESS deberían ser una prioridad, no un piloto”, enfatizó.
Además, el ejecutivo advirtió: “El reglamento de licitaciones de distribuidoras sigue pendiente. Sin él, no hay señales de largo plazo para nueva oferta, ya sea renovable o firme”.
El mercado fotovoltaico global atraviesa una nueva dinámica marcada por cambios regulatorios y fiscales en China, que comenzaron a alterar el comportamiento de la demanda y a impulsar compras anticipadas de módulos solares por parte de desarrolladores y distribuidores a nivel internacional.
“En abril se quita la devolución de IVA en China, entonces hubo mucha demanda para marzo porque muchos querían aprovechar ese precio de descuento”, señaló Marcos Donzino, Head of Sales South America de JA Solar, durante Future Energy Summit (FES) Argentina, evento que reunió a 600 ejecutivos y especialistas del sector energético.
«Todos saben de la suba de precios de paneles que hubo desde diciembre hasta hoy, que era una suba un poco inesperada porque nos habíamos acostumbrado a que los paneles cada vez sean más competitivos. Es un mercado muy volátil y está muy sujeto a shocks políticos o económicos; el mercado rota a un esquema de compresión de oferta y apuntando más a eficiencia y no solo precio”, explicó.
Dentro de esta evolución, la compañía está enfocando su estrategia en módulos con tecnología TOPCon, que permiten mejorar el rendimiento manteniendo dimensiones y características operativas compatibles con proyectos existentes.
“Nuestro objetivo es reducir el riesgo del cliente, porque sabemos que todos los proyectos son proyectos de riesgo al final”, señaló Donzino.
En este contexto, el directivo destacó que el almacenamiento energético comienza a ganar protagonismo dentro del desarrollo del mercado argentino, especialmente como complemento para proyectos solares de gran escala, considerando que una obra de transmisión requiere más tiempo para su puesta en marcha en comparación que un sistema BESS.
«Toda fuente renovable que tiene intermitencia también vierte mucha energía a mediodía, entonces el storage puede dar más fiabilidad y rentabilidad al proyecto”, agregó.
El ejecutivo también identificó un creciente interés por soluciones energéticas en el segmento comercial e industrial, donde empresas buscan optimizar su consumo mediante generación distribuida y almacenamiento.
Según explicó, a medida que los mercados eléctricos evolucionen hacia esquemas de precios horarios, estas soluciones podrían habilitar nuevos modelos de negocio vinculados a la gestión de la energía. En ese sentido, mencionó experiencias de otros mercados de la región.
“Habrá bastante oportunidad para lo que es por ahí ser un trading de energía, por ejemplo cuando tengamos un sistema más parecido a las bandas horarias que existen en Chile”, indicó.
En ese escenario, JA Solar busca consolidar su posicionamiento en la región apoyándose en una integración completa de la cadena de valor fotovoltaica, desde la producción de silicio, lingote, oblea y celada, hasta la fabricación de módulos.
Actualmente, la compañía cuenta con alrededor del 14% de participación en el mercado global de módulos solares y continúa ampliando su presencia comercial en América Latina, donde ya tienen un equipo de cuarenta personas acompañando la demanda local. En el caso argentino, el ejecutivo considera que el sector comienza a mostrar señales de mayor dinamismo en el desarrollo de proyectos.
“No estamos tan detrás de la línea de Chile como veníamos en instalación de sistemas fotovoltaicos a gran escala”, concluyó.
El mercado fotovoltaico español atraviesa una etapa de ralentización tras varios años de fuerte crecimiento, un escenario que está redefiniendo las prioridades de los desarrolladores y elevando las exigencias técnicas sobre los componentes de las plantas.
Durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia, Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter, analizó cómo este contexto está impulsando una mayor demanda de estructuras capaces de aportar previsibilidad, reducir riesgos y adaptarse a nuevos modelos operativos como la hibridación.
“Estamos en un momento de transformación, donde tenemos que encontrar el equilibrio entre explotar esos activos que tenemos listos para producir, porque son muy competitivos y muy buenos, con la demanda que hay en el sistema”, afirmó Alegría.
Desde la perspectiva de los fabricantes de sistemas de montaje, el ejecutivo consideró que el sector atraviesa actualmente una fase de estabilización tras el fuerte dinamismo de los últimos años. “Vemos claramente un mercado que está en una meseta”, señaló, al referirse al ritmo actual de nuevas inversiones en proyectos solares.
En ese contexto, Alegría reconoció que dentro de la industria existe cierto clima de cautela. Sin embargo, remarcó: “Hay mucho negativismo, pero en estos tiempos es donde nacen las oportunidades y el desarrollo”.
A pesar de este escenario, el directivo subrayó que los fundamentos estructurales del sector permanecen firmes, especialmente por el papel que juega la energía solar dentro de las estrategias de seguridad energética. Hecho que modifica la manera en que los desarrolladores evalúan los distintos componentes de una planta fotovoltaica. Según Alegría, los sistemas de montaje han dejado de ser considerados únicamente como una partida dentro del presupuesto de inversión.
“Los desarrolladores ven los sistemas de montaje ya no como una línea de CAPEX que tienen que cumplir, sino como un sistema que debe aportar a reducir los riesgos del proyecto”, afirmó.
En paralelo, la evolución del mercado eléctrico español también está impulsando nuevas configuraciones de proyectos, como un mayor protagonismo para integración de esquemas híbridos en plantas solares a fin de reducir vertimientos (curtailment), optimizar la producción y mejorar la rentabilidad de los activos mediante almacenamiento.
«Se están buscando sistemas de montaje que sean capaces de encajar en sistemas híbridos o plantas híbridas sin incrementar los riesgos sobre el proyecto”.
A esto se suma otro desafío creciente para los desarrolladores: la complejidad de los terrenos disponibles para nuevas plantas y la necesidad de adaptarse y evitar el movimiento de tierras. En el caso de España, detalló que el sector continúa claramente dominado por seguidores solares, ya que permiten maximizar la producción fuera de las horas centrales del día, cuando los precios de la electricidad suelen ser más bajos.
Sin embargo, esta lógica no se replica en todos los países, como ejemplo mencionó República Dominicana, donde las condiciones climáticas influyen en la decisión tecnológica: “Es un mercado principalmente de fija porque tienes velocidades de viento muy fuertes y es hacia donde se decantan los clientes”.
Actualmente, Schletter acumula más de 60 GWp de sistemas instalados a nivel global y presencia en más de 100 países, lo que permite a la compañía adaptar sus soluciones a distintas condiciones de mercado y geografía
El crecimiento de la energía solar en Argentina comienza a abrir un nuevo frente dentro del sector: la gestión eficiente de las plantas ya instaladas. A medida que se expande la capacidad fotovoltaica, el desafío deja de centrarse únicamente en la construcción de nuevos proyectos y pasa a enfocarse en la operación y el mantenimiento a largo plazo.
“Un parque solar puede perder hasta 30% de eficiencia sin mantenimiento adecuado”, Francisco Bernardin, CEO de SolarCleano Argentina, durante el reciente encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).
Si bien la construcción de un parque solar responde a un proceso de ingeniería relativamente acotado en el tiempo, la operación se extiende durante más de dos décadas, lo que obliga a optimizar cada variable operativa para sostener los niveles de generación proyectados.
La acumulación de suciedad en los paneles y la falta de mantenimiento sistemático pueden afectar de manera significativa el rendimiento del sistema. De acuerdo con el ejecutivo, estas pérdidas de eficiencia no solo impactan en la producción energética, sino también en el desempeño económico de los proyectos.
Este escenario cobra especial relevancia en un contexto donde los modelos financieros dependen fuertemente de la generación estimada durante toda la vida útil del parque. Cada punto porcentual de energía perdida impacta directamente en los ingresos de la central.
Por ese motivo, desde SolarCleano sostienen que el mantenimiento debe evaluarse como parte del modelo económico del proyecto y no únicamente como un gasto operativo.
Para enfrentar estos desafíos, la empresa impulsa el uso de robótica avanzada aplicada a la limpieza de paneles solares, una tecnología orientada a maximizar la eficiencia de los parques durante toda su vida útil.
La compañía desarrolló soluciones automatizadas capaces de limpiar grandes superficies de módulos en tiempos reducidos, lo que permite mantener niveles de generación más cercanos a los previstos en el diseño del proyecto.
“Este año hemos lanzado un nuevo robot que permite limpiar hasta 10 MW por día, lo cual hace que sea una limpieza eficiente, ágil y rápida”, señaló Bernardin.
Parte de estos sistemas incorpora tecnologías de automatización e inteligencia artificial, lo que permite operar de forma autónoma dentro de los parques solares. Algunos equipos incluso pueden alimentarse con energía proveniente de los propios paneles y baterías, lo que facilita su operación dentro de instalaciones de gran escala.
Desde la perspectiva de la empresa, la eficiencia operativa influye directamente en el flujo de ingresos de un proyecto solar. Cada mejora en el rendimiento de los módulos impacta en la producción energética y, en consecuencia, en la rentabilidad del activo.
En ese escenario, Bernardin destacó que el objetivo es acompañar a las plantas durante sus 20 o 25 años de operación, garantizando que puedan sostener los niveles de producción previstos al momento de su diseño.
“La idea es que esas plantas generen su máximo potencial, que fue el que se pensó en su diseño inicial”, concluyó.
El crecimiento del parque solar argentino también abre nuevas oportunidades para optimizar la operación de los proyectos ya instalados. En los últimos años se incorporaron numerosas plantas fotovoltaicas en distintas provincias, lo que comienza a trasladar el foco del sector hacia la eficiencia del parque existente.
En ese contexto, SolarCleano desarrolla soluciones de robótica avanzada para la limpieza y mantenimiento de paneles solares, con tecnologías diseñadas para mejorar la productividad energética de las instalaciones durante décadas de operación y reducir el consumo de agua en los procesos de limpieza.
Después de años trabajando en el sector de las energías renovables, hablando de fotovoltaica, almacenamiento, transición energética y descarbonización, Carolina Nester, Board Advisory en Circular Synergies, decidió ampliar su impacto más allá del ámbito corporativo y transformar ahora su experiencia técnica en una colección de libros infantiles que explican energías limpias y reciclaje desde la imaginación y el juego.
– Después de años en el sector renovable, ¿cómo surge la idea de escribir cuentos infantiles?
– Yo tengo dos niños pequeños, a mí siempre me había gustado el tema de los cuentos, soy muy de los colores y de matchear cosas en mi cabeza, y es verdad que con la falta de tiempo no me había dado nunca tiempo para la redundancia de sentarme a pensar. Durante años, la exigencia profesional marcó el ritmo. Con este parón que he tenido en mi última etapa, estando en casa digo ¿y por qué no? Ahora es el momento.
– ¿Qué tipo de libros decidiste crear?
– He sacado dos líneas, una es un cuento para enseñarles lo que son las energías renovables, tanto la fotovoltaica, la eólica, la geotérmica, la hidráulica, además de las tres R’s para el reciclaje. La colección incluye títulos como La Reina Miel, Lila, la mariposay Mi cuaderno de actividades sostenibles, disponibles en Amazon.
– ¿Cómo se traduce un concepto técnico como la fotovoltaica al lenguaje infantil?
– Tienes que explicarles con cosas del día a día. En mi casa utilizo maquetas con pequeñas placas solares para que el funcionamiento sea visible. Le tapas la plaquita y entonces para el molinito, se la sueltas y dices, mira, ves, cuando le da el sol funciona. La explicación parte de lo concreto: para que tú puedas encender la luz, tiene que haber una generación de energía. Los libros incorporan también actividades prácticas. Pueden usar lo que tienen en su estuche normalmente, en lugar de darles el móvil en una comida, le das el libro, recortan, colorean, pegan, y están ahí entretenidos. La idea es que el aprendizaje no sea abstracto, sino experiencial.
– ¿Era posible desarrollar este proyecto mientras ocupabas un rol ejecutivo?
– No, es imposible porque al final estás centrado 100% en el trabajo. En mi anterior puesto llevaba un equipo de 42 personas a cargo, lo que implicaba una dedicación total. No te daba margen a pensar en otra cosa que no fuera el trabajo. La dinámica diaria, sumada a la vida familiar, hacía inviable avanzar en el proyecto. Siempre había tenido las ganas, pero nunca había tenido la oportunidad.
– ¿Qué representa esta nueva etapa?
– Estoy encantada, estoy muy feliz, creo que va a ser muy bonito. El proyecto tiene además un componente de representación en un sector que reconoce como masculinizado. Es muy masculinizado, el ser ingeniero hoy en día es una parte muy masculina. Que vean que no solamente hay hombres, sino que hay mujeres que también entiendan de esto. Tienen que hacer algo que les guste, pero que hay posibilidades de hacer cosas que no es de hombres, sino que es de lo que tú quieras.”
– Después de años defendiendo la transición energética en el ámbito corporativo, ¿qué significa llevar ese mensaje a la infancia?
– Yo siempre he sido una apasionada de las renovables, y creo que ahora es una oportunidad muy buena a que los niños entiendan. Tienes que explicarles con cosas del día a día. Para que tú puedas encender la luz, tiene que haber una generación de energía.
Estos libros están inspirados en mis hijos y en mi pasión por las renovables. Son el puente entre mi vocación profesional y mi vocación como madre. Porque la transición energética no solo se construye con megavatios. Se construye con valores. Con conciencia, con educación desde la infancia. Hoy puedo decir que he cumplido uno de los sueños que llevaba años posponiendo.
Así, la fotovoltaica deja de ser solo una variable dentro de la estrategia corporativa para convertirse en historia ilustrada. Una iniciativa que no reemplaza su trayectoria en el sector, sino que la amplía: porque la transición energética también comienza en casa.
El Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, el Coordinador Ejecutivo del Programa de Incentivo a la Generación Distribuida) (PROINGED), Ricardo Lospinnato, Intendentes, y presidentes de cooperativas eléctricas, firmaron los convenios de operación y mantenimiento de cinco nuevos parques solares en los municipios de Coronel Suárez, Azul, Punta Indio, San Cayetano y Alberti.
Con una inversión de 2.4 millones de dólares, estos parques brindarán soluciones a restricciones del servicio eléctrico local, al mismo tiempo que posibilitarán que esas soluciones se desarrollen con energía fotovoltaica.
En los casos de Coronel Rosales y San Cayetano, y en función de la necesidad de atender demandas fuera del horario solar, se incorporó en esos parques un sistema de almacenamiento en baterías de litio.
El Plan de Generación Distribuida Solar implementado en la Provincia de Buenos Aires, tiene por objeto introducir mejoras en las redes de distribución para fortalecimiento del servicio eléctrico en localidades que presentan condiciones críticas en sus redes, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea.
El Subsecretario Ghioni subrayó: “Estos parques son el resultado del trabajo conjunto con cooperativas eléctricas, intendentes, federaciones que hace tiempo plantean problemas de funcionamiento, con limitaciones para el desarrollo sin obras de energía. En un contexto muy difícil a nivel nacional, la provincia de Buenos Aires atiende esas necesidades con la convicción de que su solución no puede quedar en manos del mercado”.
“No avanzar con estas obras, es no entender cómo funcionan las economías domésticas; no entender de macro ni de micro, y menos de sensibilización social”, agregó.
Participaron de la firma, los intendentes de los cinco municipios bonaerenses: Nelson Sombra por Azul; Jorge Gaute por Alberti; Rodrigo Aristimuño por Coronel Rosales; Miguel Ángel Gargaglione por San Cayetano y David Angueira, por Punta Indio.
Además, estuvieron presentes los presidentes de las cooperativas eléctricas que realizarán las tareas de mantenimiento y operación; autoridades de PROINGED y del Foro Regional Eléctrico de Provincia de Buenos Aires (FREBA).
Estos nuevos parques solares se suman a los 26 que ya se encuentran operativos y que junto con el sistema de generación renovable de la Isla Martín García, suman un total de 11.5 MW de potencia instalada en toda la provincia.
Detalles de las adjudicaciones: ⦁ CORONEL ROSALES – Localidad de PEHUEN-CO: 1.000 kWp + 2.097 kWh* de sistema de acumulación. ⦁ SAN CAYETANO – Localidad de San Cayetano: 400 kWp + 964 kWh de sistema de acumulación. ⦁ AZUL- Localidad de 16 DE JULIO: 300 kWp. ⦁ PUNTA INDIO – Localidad de PIPINAS: 300 kWp. ⦁ ALBERTI – Localidad de Alberti: 500 kWp ⦁ *kilovatio pico, unidad para medir la potencia máxima teórica que puede producir un sistema solar fotovoltaico
El Plan de Generación Distribuida Solar implementado en la Provincia de Buenos Aires permite, en sus diferentes puntos de intervención: ● Inyectar energía cerca de los centros de consumo, reduciendo pérdidas por transporte. ● Sustituir generación diésel por energía renovable. ● Aumentar la oferta eléctrica para emprendimientos productivos y desarrollo local. ● Brindar soluciones energéticas sustentables con plazos de ejecución más breves que las obras tradicionales de alta tensión.
La generación estimada de estos 5 nuevos proyectos es del orden de los 4.000 kWh al año, lo que equivale al abastecimiento con energía limpia a más de 1.300 hogares.
Las obras se llevarán adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a través de la subsecretaría de Energía y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.
El financiamiento de los proyectos ejecutados por este programa proviene de los fondos de la tarifa eléctrica destinados a las energías renovables.
Teherán alertó al mundo sobre la posibilidad de que el precio del crudo alcance los US$200 bbp/d. Sus fuerzas ya atacaron buques mercantes en el Golfo Pérsico, incrementando así las tensiones en Medio Oriente.
Informes recientes de Reuters indican que esta semana tres embarcaciones fueron alcanzadas por proyectiles en aguas del Golfo. El ejército de Irán justificó los ataques al informar que los tankers afectados no cumplían con sus órdenes. Con esto el número de buques comerciales dañados sube a 14 desde que comenzó la guerra, aumentando así las preocupaciones en relación a la seguridad de las rutas marítimas.
El estrecho de Ormuz se encuentra en el centro de la crisis energética, ya que es por el mismo donde transita alrededor del 20% del petróleo global.
La volatilidad volvió a ser un tema central luego de que el presidente Donald Trump habría salido a calmar los mercados (luego de que el crudo alcanzara los US$120 bbp) anunciando que la guerra se encontraba cerca de su fin, llevando calma a los inversores y generando un efecto que redujo el barril por debajo de los US$90 bbp, aunque las incertidumbres generadas por el conflicto volvieron a disparar las cotizaciones.
Ante esta coyuntura la IEA (Agencia Internacional de Energía) propuso liberar alrededor de 400 millones de barriles de reservas estratégicas. Esto podría presentar una de las mayores intervenciones coordinadas de este tipo en la historia. Si bien Estados Unidos respalda la iniciativa, el volumen no llegaría a suplir los 20 millones de bbp/d que transitan por el estrecho estratégico.
Cabe resaltar que si bien la región sudamericana sigue manteniéndose al margen del conflicto, países como Vietnam ya están sintiendo el impacto del conflicto en Medio Oriente. El día de la fecha el gobierno del país asiático ordenó a sus empleados estatales que realicen sus actividades laborales en modo de home office, con el fin de reducir el impacto en las subas de combustible.
En Pakistán, el primer ministro Shehbaz Sharif se dirigió ayer a la nación y anunció medidas que incluyen el trabajo obligatorio desde casa para la mitad de los trabajadores del sector gubernamental, y sugirió enfáticamente que el sector privado haga lo mismo. El primer ministro también pidió a las universidades y otras instituciones de educación superior que transfirieran las clases en línea.
A este escenario se suma otro elemento que empieza a preocupar a los mercados: la posibilidad de que Irán avance sobre algún tipo de control directo del tránsito en el estrecho de Ormuz. Analistas del sector energético advierten que, más allá de un cierre total —algo que implicaría una escalada militar mayor—, Teherán podría intentar imponer restricciones selectivas o incluso algún tipo de peaje informal sobre los buques que atraviesen el paso. Un esquema de ese tipo funcionaría como una herramienta de presión económica sobre los países importadores de crudo y sobre las compañías navieras que operan en la región.
Distintos reportes de agencias internacionales señalan que las autoridades iraníes ya han advertido que podrían endurecer los controles sobre la navegación en el Golfo si continúan los ataques contra sus activos militares. Aunque la implementación de un peaje formal sería difícil desde el punto de vista legal bajo el derecho marítimo internacional, la simple amenaza de inspecciones, demoras o bloqueos parciales ya introduce un nuevo factor de riesgo en uno de los corredores energéticos más sensibles del planeta.
Mientras tanto, el conflicto también empieza a tener repercusiones en el frente político interno de Estados Unidos. El aumento de los precios del petróleo y de los combustibles suele trasladarse rápidamente al debate doméstico, especialmente en un contexto electoral. Para la administración Trump, la evolución del conflicto con Irán se convirtió en un delicado equilibrio entre proyectar firmeza militar y evitar un impacto prolongado en los precios de la energía.
En Washington, algunos analistas advierten que una escalada prolongada en Medio Oriente podría erosionar la imagen del presidente de cara a las elecciones, especialmente si los precios del combustible vuelven a convertirse en un tema central para los votantes. En ese marco, los intentos de la Casa Blanca por transmitir que el conflicto podría resolverse pronto también buscan contener la volatilidad del mercado y evitar que la crisis energética termine trasladándose al terreno político. Según Bloomberg, existe que la posibilidad de que el mandatario americano piedra mayoría en el congreso de cara a las proximas elecciones.
En el marco de la “Argentina Week 2026” en Nueva York, la Compañía tgs presentó el Proyecto NGL’s, que busca industrializar los líquidos del gas natural asociados a la producción de hidrocarburos, a través del desarrollo de infraestructura de procesamiento, transporte, fraccionamiento y exportación.
Con una inversión aproximada de 3.000 millones de dólares (con esquema RIGI), tgs ya firmó acuerdos con varias de las principales operadoras de Vaca Muerta y mantiene negociaciones avanzadas con otras compañías, se indicó.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, empresa co-controlante de tgs, afirmó al respecto que “Hace más de 25 años que Argentina no concreta un proyecto de procesamiento de líquidos y este es el de mayor magnitud de la historia”.
“Es una inversión clave para solucionar unos de los cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el salto exportador del país”, añadió.
Y agregó que “Con proyectos estratégicos como este, tgs y sus accionistas están demostrando su compromiso, invirtiendo para que el enorme potencial energético argentino se transforme en crecimiento, exportaciones y desarrollo”.
El nivel de desarrollo del proyecto ha permitido acordar la firma de Cartas de Intención con productores de Vaca Muerta, tal el caso de Chevron, Shell, Tecpetrol, Pampa, Vista, YPF, entre otros, con el propósito de lograr en los próximos 60 días los Contratos Vinculantes requeridos, se describió.
Marcelo Sielecki, de la familia Sielecki co-controlante de tgs, afirmó que “El Proyecto NGL’s es una iniciativa central dentro de nuestra visión de largo plazo. Llevarlo a cabo nos permitirá consolidar un proyecto de escala, con impacto positivo en la balanza comercial y en el desarrollo energético e industrial del país”.
Por su parte, Oscar Sardi, CEO de tgs, describió que “Estamos impulsando una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo de Argentina, con una infraestructura que se extenderá a lo largo de cuatro provincias con un plazo de ejecución de 45 meses”. “Nuestra prioridad es el impacto socioeconómico, porque estimamos la creación de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 empleos indirectos, fortaleciendo el empleo local” agregó.
Sardi destacó que “esta inversión (permitirá una producción de líquidos de 2,7 MM/t año) generará exportaciones por 1.200 millones de dólares anuales, consolidando una fuente genuina de divisas y reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”.
El CEO de tgs detalló que “el proyecto contempla nuevas instalaciones de procesamiento de gas en nuestra Planta Tratayén, la construcción de un poliducto (de 573 kilómetros) entre Tratayén y Bahía Blanca, y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así también obras complementarias en la terminal marítima para su exportación”.
Se trata de un proyecto clave para fortalecer la posición de Argentina en los mercados energéticos regionales e internacionales, se remarcó en la presentación.
“En las próximas etapas tgs continuará trabajando en los aspectos técnicos, ambientales, regulatorios y económicos del proyecto, de acuerdo con los procesos de aprobación correspondientes”, se indicó.
La planta de TGS en Bahía Blanca se ampliará con un proyecto green field en la zona portuaria, con un poliducto de 600 kilómetros de extensión.
La compañía Transportadora de Gas del Sur (TGS) formalizó este miércoles el anuncio de su proyecto de infraestructura destinado al procesamiento y transporte de Líquidos de Gas Natural (LGNs). Con una inversión estimada en US$3.000 millones, la iniciativa busca resolver limitaciones estructurales en la Cuenca Neuquina.
Como parte del evento Argentina Week, en Nueva York, la presentación contó con una delegación oficial y empresarial, incluyendo al ministro de Economía, Luis Caputo; el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González; los gobernadores de Neuquén y Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck.
Por parte de los accionistas, encabezaron el acto el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, Marcelo Sielecki representante de la familia co controlante, y el CEO de TGS, Oscar Sardi. Quienes destacaron que el proyecto es el resultado de un proceso de inversión sostenido por la firma, que ya supera los US$700 millones de dólares en los últimos años para el desarrollo de infraestructura base.
Mindlin, en el encuentro que se transmitió por videoconferencia a Buenos Aires expresó: “Nunca vi tanto interés y entusiasmo por la Argentina como el que vimos en la Argentina Week en Nueva York. Para que ese entusiasmo se traduzca en inversiones extranjeras , los empresarios locales tenemos que dar el primer paso y el ejemplo con proyectos como el que hoy anunciamos desde TGS”.
El ministro de Economía Luis Caputo participó del anuncio de inversión, como parte de las actividades del Argentina Week, en Nueva York.
Por su parte, Sielecki destacó que la iniciativa responde a «una visión de largo plazo que busca fortalecer la infraestructura industrial y la generación genuina de divisas. La integración de la cadena, desde la captación en el pozo hasta el despacho marítimo, posiciona a la Argentina de forma competitiva en el mercado regional de propano y butano».
Una solución para Vaca Muerta
El objetivo central de la obra es abordar dos necesidades críticas del sistema energético actual. En primera instancia, busca monetizar componentes del gas natural que hoy fluyen por los gasoductos hacia consumos residenciales e industriales sin ser aprovechados como líquidos.
En segundo lugar, apunta a eliminar un «cuello de botella» técnico en Vaca Muerta, dado que la alta riqueza del gas de formación excede la capacidad actual de acondicionamiento, lo que impide que el fluido cumpla con las especificaciones técnicas necesarias para ser inyectado masivamente en los sistemas de transporte.
Sardi explicó que «el núcleo técnico de la propuesta se sitúa en la Planta Tratayén, que será transformada de una unidad de acondicionamiento a una de procesamiento integral con una capacidad de 43 millones de metros cúbicos diarios».
«Allí se realizará la separación para obtener gas seco, destinado a los gasoductos troncales, y una corriente de líquidos que será inyectada en un nuevo poliducto. Esta infraestructura de transporte recorrerá 600 kilómetros atravesando las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires», agregó el directivo.
La traza del poliducto culminará en la ciudad de Bahía Blanca, donde la compañía proyecta la construcción de una planta de fraccionamiento green field y una terminal de almacenamiento y despacho en Puerto Galván. Este complejo permitirá separar el flujo en propano, butano y gasolina natural. Según las proyecciones de la empresa, la operación comercial plena se alcanzará en un plazo de 45 meses, estimando una producción de 3 millones de toneladas anuales de productos.
El proyecto está avanzado en todos sus aspectos de ingeniería y ya tiene en marcha la licitación internacional de sus principales componentes.
Desde el punto de vista macroeconómico, el proyecto prevé un impacto significativo en la balanza comercial de la Argentina, con exportaciones estimadas en U$S1.200 millones por año. Además, durante la etapa de construcción, se espera la generación de 4.000 puestos de trabajo directos y aproximadamente 15.000 indirectos.
RIGI y financiamiento
El diseño de la inversión está estructurado para ser presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por el monto total de inversión de unos US$3.000 millones, lo que otorga el marco de previsibilidad y estabilidad necesario para un desembolso de esta magnitud, explicó fuentes de la compañía.
Sardi subrayó que el proyecto cuenta con un nivel de maduración avanzado, respaldado por acuerdos preliminares con operadoras como YPF, Chevron, Pampa Energía, Vista y Tecpetrol. En el plazo de 60 días, se prevé el perfeccionamiento de estos contratos para que adquieran carácter vinculante que dará lugar a la firma de la decisión final de inversión.
La iniciativa resulta estratégica para los productores que aspiran a alcanzar una meta de 1,5 millones de barriles de petróleo, ya que permite gestionar el gas asociado que, de otro modo, limitaría la producción de crudo no convencional.
La nueva infraestructura representa la primera planta de procesamiento de gran escala que se construye en el país en los últimos 25 años, sumándose a los complejos existentes de Cerri de TGS y Compañía Mega. Al tratarse de commodities con precios vinculados a índices internacionales y una demanda sostenida en distintos mercados, los líquidos de gas natural poseen un valor comercial que duplica o triplica al del gas natural.
El grueso de la inversión de US$3.000 millones se distribuirá en las locaciones de TGS en Neuquén y en Bahía Blanca.
Con el mercado interno abastecido, todo lo producido se está estructurando para exportación. Actualmente, el excedente de líquidos se maneja mediante soluciones logísticas paliativas, como el transporte en camiones o inyecciones temporales en oleoductos, métodos que la empresa considera inviables para los volúmenes de producción proyectados en la cuenca.
El financiamiento del proyecto se estructurará combinando la posición de caja actual de TGS con el respaldo de un consorcio de bancos internacionales. Esta arquitectura financiera busca apalancar el desarrollo de las dos nuevas unidades de procesamiento en Tratayén y la conversión de las dos existentes, garantizando la máxima extracción de líquidos del sistema.
Finalmente, la compañía informó que las próximas etapas inmediatas se centrarán en la finalización de los estudios ambientales, regulatorios y técnicos definitivos.
La Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 60/2026, que “Una vez transcurrido el Período de transición”, los ajustes en la tarifa final al usuario por las variaciones del precio de adquisición del gas por parte de las Distribuidoras “serán estacionales, abarcando los períodos del 1° de mayo al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 30 de abril del año siguiente”, dejando así sin efecto una modificación de dichos períodos que fue dispuesta por la Resolución 91/2018.
“Las variaciones del precio de adquisición del Gas serán trasladados a la tarifa final de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al Distribuidor ni al Transportista” bajo dicho esquema, ratifica uno de los considerandos de la nueva Resolución.
Es que la Ley de Marco Regulatorio 24.076 (de 1992) establece en el Artículo 38, que el precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición.
Cabe referir que la R-91/2018 ahora reemplazada había establecido que la periodicidad prevista para los citados ajustes estacionales, abarcara los períodos del 1° de abril al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 31 de marzo del año siguiente.
Aquella modificación se fundó en que, a esa fecha, la frecuencia prevista para el ajuste semestral de las tarifas de transporte y distribución (dispuesta por la Administración Macri) correspondía a los períodos mencionados, por lo que el objeto de esa medida consistió en alinear los períodos estacionales utilizados para el cálculo del costo del gas trasladado a tarifa (pass-through) con los períodos de vigencia de los cuadros tarifarios.
Energía señala ahora que “el fundamento de la citada Resolución 91/18 del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA ha perdido relevancia en el contexto actual, en el cual la determinación del Precio Anual Uniforme (PAU) implica que el precio base del gas reconocido en la tarifa se establece como un promedio anual”.
“En consecuencia, la estacionalidad regulatoria deja de responder a variaciones estacionales del precio del gas y pasa a reflejar principalmente la dinámica de la demanda del sistema gasífero, la cual presenta incrementos significativos a partir del mes de mayo”, describe la R-60.
La nueva Resolución establece que “sin perjuicio de la posibilidad de aceptación expresa, se entenderá que ha mediado aceptación -por parte de las prestadoras del servicio- a esta modificación de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes, con la primera presentación, ante el Ente Regulador, de la solicitud de traslado del precio de gas a los cuadros tarifarios, conforme con la periodicidad establecida” ahora.
La terminal portuaria operada por Otamerica en Puerto Rosales alcanzó un nuevo hito operativo al completar la operación número 100 en su nuevo muelle, mientras continúa con la tercera etapa de ampliación del proyecto Rosa Negra, orientado a fortalecer la infraestructura para la exportación de crudo.
La marca se concretó con la carga del buque tanque Aqualegacy, un Aframax de 250 metros de eslora y 120.290 toneladas de desplazamiento total, que operó en el Sitio 2 del nuevo muelle. Durante la maniobra se cargaron 111.600 metros cúbicos de petróleo crudo con destino al puerto de Richmond.
Operación del nuevo muelle
Desde la puesta en marcha del nuevo muelle en junio del año pasado y hasta esta operación, la terminal despachó un total de 8.101.595 metros cúbicos de crudo, incluyendo cargas destinadas tanto a exportación como a cabotaje. De ese volumen, 7.585.401 metros cúbicos correspondieron a exportaciones, mientras que 516.194 metros cúbicos fueron destinados a operaciones dentro del mercado interno.
En el segmento exportador, el Sitio 1 concentró 5.772.257 metros cúbicos cargados, mientras que el Sitio 2 registró 1.813.144 metros cúbicos. Por su parte, las operaciones de cabotaje alcanzaron 254.915 metros cúbicos en el Sitio 1 y 261.279 metros cúbicos en el Sitio 2.
“El desempeño operativo refleja el incremento de la actividad logística vinculada a la producción de Vaca Muerta y el rol creciente de Puerto Rosales dentro del sistema de exportación de crudo argentino”, destacaron desde la compañía.
El hito se produce mientras la compañía avanza con la Etapa 3 del proyecto Rosa Negra, que incorpora una nueva posición de amarre en el muelle y amplía la capacidad para operar buques de mayor porte, desde Panamax hasta Suezmax.
Nueva etapa de expansión
La nueva etapa contempla la extensión del muelle existente mediante una posición adicional con características similares a las del sitio exterior actualmente operativo. Con esta incorporación, la infraestructura adoptará una configuración en “T”, en reemplazo del esquema original en “L”, lo que permitirá mayor flexibilidad para la operatoria simultánea de buques de gran porte, según precisaron desde la firma.
Las etapas 1 y 2 del proyecto Rosa Negra ya se encuentran concluidas y operativas. Esas fases incluyeron la construcción de un muelle de aproximadamente 2.000 metros de longitud con dos posiciones para buques Aframax y Suezmax, además de una nueva estación de bombeo, una subestación eléctrica y la ampliación de la infraestructura vinculada al almacenamiento y despacho de crudo.
Capacidad de almacenamiento de la terminal
En la actualidad, la terminal cuenta con una capacidad de almacenamiento de 780.000 metros cúbicos y opera con habilitación plena de los organismos competentes.
La expansión portuaria se complementa además con el plan de profundización del canal que impulsan los consorcios de gestión de los puertos de Bahía Blanca y Puerto Rosales junto con el gobierno de la Provincia de Buenos Aires, una obra considerada clave para acompañar el crecimiento del tráfico petrolero.
En ese contexto, la ampliación en curso busca consolidar a Puerto Rosales como un nodo central del midstream argentino, al fortalecer la conexión logística entre la producción de Vaca Muerta y los mercados internacionales, en un escenario de expansión de las exportaciones de crudo.
El período invernal para los cuadros tarifarios de las tarifas de gas ahora irá desde el 1° de mayo al 30 de septiembre.
La Secretaría de Energía modificó la periodicidad de los ajustes estacionales del precio del gas que adquieren las transportistas y distribuidoras y se traslada de manera automática a las tarifas finales. La modificación deja al mes de abril afuera del período invernal, que ahora irá desde el 1° de mayo al 30 de septiembre, mientras que el período estival cubrirá desde el 1° de octubre al 30 de abril.
De esta manera, el nuevo esquema permite que el precio de importación de Gas Natural Licuado (GNL) también se traslade a las facturas finales del próximo invierno. Fuentes del sector explicaron a EconoJournal que la cartera energética implementó la modificación para que el costo del GNL de la licitación que se adjudicará el próximo 21 de abril pueda trasladarse el precio estacional de invierno, que ahora comenzará el 1° de mayo.
La medida se instrumentó a través de la Resolución 60 publicada este miércoles en el Boletín Oficial con la firma de la titular de la cartera energética, María Tettamanti.
Licitación para la importación privada de GNL
Enarsalanzó en febrero la primera licitación para que la importación de GNL la realice un privado. Se trata de un cambio de paradigma ya que desde 2008, cuando la Argentina comenzó a importar gas licuado por barco, todas las importaciones las realizó Enarsa con fondos del Tesoro y sin trasladse a las tarifas finales. Según el cronograma de la compulsa las ofertas se presentarán el próximo 6 de abril y la adjudicación será el 21 del mismo mes.
La licitación para que un trader privado importe cargamentos de GNL, que son clave para abastecer el pico de demanda del próximo invierno, se concretará en un escenario internacional convulsionado por el inicio de la guerra en Medio Oriente y la disparada de los precios del petróleo y del GNL. Un interrogante determinante para los cuadros tarifarios del próximo invierno es a qué precio se realizará la importación privada de gas por barco.
Nueva resolución para incorporar el precio del GNL a las tarifas
En los hechos, la medida de la cartera energética modifica la resolución 91 del Ministerio de Energía y Minería de 2018, que había fijado el período de ajustes semestral del precio del gas para trasladar a las tarifas a un invierno que iba del 1° de abril al 30 de septiembre.
De esta manera quedaban “alineados los períodos estacionales utilizados para el cálculo del costo del gas trasladado a tarifa (pass-through) con los períodos de vigencia de los cuadros tarifarios”, según remarca la resolución 60.
La secretaría a cargo de Tettamanti subraya que los fundamentos de la resolución de 2018 “perdieron relevancia en el contexto actual, en el cual la determinación del Precio Anual Uniforme (PAU) implica que el precio base del gas reconocido en la tarifa se establece como un promedio anual”.
En el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que implementó este verano el gobierno nacional la estacionalidad regulatoria dejó de responder a variaciones estacionales del precio del gas y pasó a reflejar principalmente la dinámica de la demanda del sistema gasífero, que tiene un aumento significativo a partir de mayo por el descenso de la temperatura en buena parte del país.
Por este motivo, la medida de este miércoles retoma los períodos estacionales originales del Numeral 9.4.2.3 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución aprobadas por el decreto 2.255 de 1992. Es decir, se vuelve a la estacionalidad prevista en la licencia original para fijar el precio del gas que se reconoce en los cuadros tarifarios y tomando en consideración el comportamiento estacional de la demanda.
La escasez de combustible en Cuba, o la falta total en algunas jurisdicciones, derivó en una crisis humanitaria y el sistema de salud de la isla se está acercando a un punto crítico, dijo hoy un vocero de la ONU.
“Seguimos profundamente preocupados por la cada vez más deteriorada situación derivada de la imposibilidad de importar combustible”, dijo Stephane Dujarric, vocero en jefe del secretario general del organismo, António Guterres.
“Esto desencadenó una crisis de energía”. El organismo mundial está negociando con sus pa´sies miembros, incluyendo a Estados Unidos, para que se pueda entregar ayuda sin obstáculos, dijo Dujarric en conferencia de prensa.
La Oficina de la ONU para la Coordinación de Asuntos Humanitarios (OCAH) confió que los hospitales enfrentan apagones frecuentes, escasez de medicamentos esenciales e incapacidad para operar, así como afectaciones en la atención oncológica, diálisis, servicios de emergencia, atención materno-infantil, sistemas de cadenas de frío y atención para afecciones crónicas y no urgentes.
Asimismo, indicó que cerca de 16.000 pacientes con cáncer necesitan radioterapia y que más de 12.000 que dependen de la quimioterapia no pueden recibir el tratamiento necesario debido a los apagones y la escasez de recursos.
Más del 80 por ciento de la infraestructura de bombeo de agua depende de la electricidad, lo que ha tenido como resultado una afectación generalizada y prolongada del servicio.
La administración estadounidense anunció el mes pasado que permitirá el ingreso de un poco de petróleo a Cuba, pero sólo podrá ser vendido al sector privado, no al Gobierno. Washington había prohibido previamente el envío de petróleo de Venezuela a Cuba.
En los últimos días los aumentos comenzaron a generalizarse en diferentes estaciones de servicio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (Caba), luego de las subas aplicadas durante marzo.
En el interior del país esos valores ya se habían observado antes, principalmente por mayores costos logísticos, carga impositiva y menor repercusión mediática en comparación con el Área Metropolitana.
La suba impactó principalmente en los combustibles premium, impulsados por el aumento del precio internacional del petróleo tras la escalada de tensiones en Medio Oriente, en particular por la guerra que involucra a Irán.
Durante lo que va de marzo, el crudo acumuló una suba cercana al 30%, lo que se trasladó gradualmente a los valores de los surtidores en el mercado local.
En ese contexto, las estaciones de servicio de Axion Energy ya exhibían precios superiores a los 2.000 pesos por litro en sus combustibles premium desde la semana pasada.
Por su parte, la red de estaciones de Shell, operada en el país por la empresa brasileña Raízen, había mantenido el valor en 1.999 pesos por litro, apenas por debajo de ese límite simbólico. Sin embargo, en los últimos días también actualizó sus carteleras y superó esa cifra.
El nuevo nivel de precios anticipa un impacto directo en el costo del transporte, la logística y los bienes y servicios, por lo que también podría influir en la inflación de marzo.
El Gobierno modificó el mecanismo que regula las actualizaciones del precio del gas que se trasladan a las tarifas que pagan los usuarios. La decisión fue oficializada este miércoles a través de la Resolución 60/2026 de la Secretaría de Energía.
La norma introduce cambios en los períodos estacionales que se utilizan para calcular los ajustes vinculados al costo del gas que compran las empresas distribuidoras. Esos valores forman parte de la tarifa final que llega a hogares, comercios e industrias.
A partir de ahora, el esquema volverá a organizarse en dos etapas bien definidas del año. El período invernal se extenderá del 1° de mayo al 30 de septiembre, mientras que el estival abarcará del 1° de octubre al 30 de abril del año siguiente.
El cambio se sustenta en lo previsto por la Ley 24.076, que establece que el precio que pagan los usuarios debe reflejar el costo de adquisición del gas por parte de las distribuidoras. Al mismo tiempo, la normativa indica que esas variaciones deben trasladarse a las tarifas sin generar ganancias ni pérdidas para las empresas transportistas o distribuidoras.
Desde la Secretaría de Energía explicaron que el esquema vigente había sido modificado en 2018 por una resolución del entonces Ministerio de Energía y Minería, que había alineado los períodos de actualización con los cuadros tarifarios semestrales.
El conflicto desatado en Medio Oriente, luego del ataque de los Estados Unidos e Israel a Irán, puede complicar el abastecimiento de combustible de algunos puntos del mundo, lo que llevará a un aumento en los precios intercnacionales, según explicó Pedro Cascales, Presidente de la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA).
“A pesar de que Irán sólo produce el 2 del petróleo a nivel mundial, representa el 20 % de lo que se genera en Medio Oriente, y además es uno de los principales abastecedores de China”, explicó Cascales en declaraciones a Diario Popular.
“La duración del conflicto en la pregunta del millón. Si el conflicto se prolonga, el precio de los combustibles a aumentar como el de cualquier otro commodity. No va a afectar a corto plazo, pero si a mediano y largo plazo. Irán es un país poderoso con un gran ejército”, explica el presiente de la Cámara que reúne a 16 empresas que operan el 70% del mercado y que funciona desde 1966.
Cascales que apunta que los hidrocarburos son clave para muchas actividades, al margen del consumo doméstico y del transporte. Desde los fertilizantes hasta los productos plásticos son derivados del petróleo y la Inteligencia Artificial (AI) consume una gran cantidad de electricidad, muchas veces generada por hidrocarburos.
Con respecto a la incidencia en la economía argentina, sostiene que no habrá un alza a corto plazo por el conflicto en las naftas, según lo confirman desde YPF, y el gas natural y en el envasado, especialmente en áreas rurales donde se utilizan conocidos “chanchas”, a partir de lo estimado por la Secretaría de Energía.
El estrecho de Ormuz, por el que transita una quinta parte del crudo del mundo y buena parte de minerales estratégicos, está virtualmente cerrado por las amenazas de la Guardia Revolucionaria iraní contra quienes lo transiten.
“Casi no están circulando buques en la zona y ninguna compañía los quiere asegurar. Países como China y los del sudeste asiático se van a ver afectados por esto”, apuntó el títular de la Cámara.
Además, Cascales, recordó otros conflictos en Medio Oriente, que también pusieron en riesgo la distribución de combustibles en su momento, como el caso de la Guerra del Golfo, a mediados de los 90′ “se plateó algo parecido, Irak es un país muy similar a Irán en cuanto a la producción de combustibles”, con aumento en los precios de los combustibles.
El director general de la Organización Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Mariano Grossi, advirtió que Irán aun posee uranio enriquecido suficiente para fabricar unas 10 bombas nucleares.
El argentino Grossi brindó una entrevista a RFI en la que subrayó su preocupación de que “la situación en lo que respecta a los activos nucleares de Irán permanece en el mismo estado en el que estaba antes de la guerra”.
“Es decir, existe un stock de uranio enriquecido al 60 %, de más de 440 kilogramos, una cantidad suficiente para fabricar una decena de armas nucleares”, puntualizó.
Sostuvo que “también hay capacidades tecnológicas e industriales que siguen existiendo”.
“Esto significa que, más allá del conflicto, que tendrá su propia lógica y que espero llegue a negociaciones, ojalá lo antes posible, será necesario volver a la mesa de” diálogo “y encontrar de una vez por todas una solución duradera a esta historia que nos afecta desde hace más de veinte años”, continuó Grossi.
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro inició en Cipolletti una serie de encuentros de trabajo con municipios productores para analizar y consensuar la propuesta de revisión de la distribución secundaria de regalías hidrocarburíferas, impulsada por el Gobierno Provincial.
Los encuentros se desarrollan junto a intendentes y equipos técnicos, encabezados por la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
El ciclo comenzó con el Intendente del municipio local, Rodrigo Buteler, y continuará durante los próximos días con las demás localidades productoras: Fernández Oro, Allen, General Roca, Cervantes, Catriel, Cinco Saltos, Campo Grande y Contralmirante Cordero.
Las reuniones se desarrollan en modalidad de trabajo técnico, con la participación de intendentes junto a sus equipos especializados, quienes son recibidos por Moya y colaboradores técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos.
El objetivo es revisar en detalle la propuesta metodológica presentada por la Provincia para actualizar la distribución de regalías entre municipios productores, un esquema que busca reflejar la realidad actual de la actividad hidrocarburífera y su impacto territorial.
“Lo que estamos buscando es conocer si tienen alguna contrapropuesta o si tienen alguna consulta puntual sobre sus municipios”, explicó Moya durante los encuentros.
La iniciativa forma parte del proceso de diálogo institucional que el Gobierno provincial impulsa con los municipios para actualizar distintos esquemas de distribución de recursos, incorporando criterios técnicos y buscando consensos con los gobiernos locales.
En paralelo, el ministro de Gobierno y Trabajo, Agustín Ríos, desarrolla un recorrido territorial junto a autoridades provinciales en el marco de la mesa de trabajo lanzada por el gobernador con todos los municipios.
Este espacio tiene como objetivo avanzar en el análisis y actualización de los índices de coparticipación provincial, cuya última revisión se realizó hace más de 30 años.
La licitación eólica e hídrica de Panamá recibió siete ofertas (repartidas en seis generadoras) que suman hasta 260,57 MW de potencia, según el análisis de los documentos oficiales del proceso y las propuestas presentadas por los desarrolladores.
El proceso LPI No. ETESA 01-25, impulsado por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), está destinado a contratar suministro de potencia firme y energía mediante contratos de largo plazo, mientras que la adjudicación está prevista para el 24 de abril, fecha en la que se conocerá qué proyecto asegurará los contratos dentro de esta convocatoria estratégica.
De acuerdo análisis de EnergíaEstratégica, la potencia total del proceso depende de la forma en que se calcule, ya que varios proyectos —especialmente los eólicos— presentan generación variable según el mes del año, ya que si se suman los picos máximos de generación que cada planta puede entregar en su mejor mes, el volumen total ofertado asciende a 260,57 MW de capacidad potencial.
Sin embargo, la capacidad real disponible para el sistema no es constante durante todo el año, debido a que los proyectos eólicos dependen de la intensidad del recurso viento.
Al analizar la generación conjunta mes a mes —considerando todos los proyectos en operación— la potencia combinada oscilaría entre 138,34 MW y 250,04 MW.
¿Cómo se reparte? Febrero sería el mes con mayor potencia disponible, cuando la capacidad conjunta alcanzaría 250,04 MW, impulsada por el máximo rendimiento de los parques eólicos. En contraste, octubre registraría el nivel más bajo de generación, con 138,34 MW, debido a la menor producción de los proyectos eólicos durante ese periodo.
La potencia ofertada por cada empresa
Los documentos de la licitación detallan la capacidad que cada empresa propone suministrar al sistema eléctrico.
UEP Penonomé III, S.A. presentó una oferta de 69 MW de potencia fija para todos los meses del año, convirtiéndose en una de las propuestas de mayor capacidad dentro del proceso.
Por su parte, UKA Parque Eólico La Colorada, S.A. ofertó una capacidad variable que alcanza un máximo de 90,39 MW en febrero y desciende a 16,59 MW en octubre, reflejando la estacionalidad del recurso eólico.
El proyecto presentado por Santa Cruz Wind S.A. también corresponde a un parque eólico con potencia variable, que oscila entre 61,23 MW en febrero y 12,81 MW en octubre.
En el caso de Los Naranjos Overseas, S.A., la propuesta contempla 10 MW de potencia constante durante todo el año, aportando generación renovable estable dentro del conjunto de ofertas.
Por su parte, Hidronorth Corp. presentó una central hidroeléctrica con potencia mensual variable que fluctúa entre 1,32 MW en marzo y 4,05 MW en octubre.
Finalmente, Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A. presentó dos propuestas distintas para la central San Bartolo.
La primera corresponde a una oferta de solo energía, con potencia variable que va desde 8,27 MW en abril hasta 20 MW entre junio y diciembre.
La segunda es una propuesta de solo potencia, que contempla 5,90 MW fijos a partir de 2031, mientras que durante los años iniciales del contrato —2029 y 2030— la oferta es de 0 MW.
Durante el acto de recepción de propuestas, la funcionaria de ETESA remarca que “no se registraron observaciones durante el proceso de apertura de sobres”, por lo que todas las ofertas continúan en competencia dentro del proceso licitatorio.
El proceso busca adjudicar contratos de suministro eléctrico a largo plazo, mecanismo utilizado en el país para asegurar abastecimiento energético y estabilidad en los precios del mercado eléctrico.
Tras la apertura de sobres, ETESA avanzará con la evaluación técnica y económica de las ofertas, etapa que determinará qué proyectos renovables serán adjudicados y se incorporarán al sistema eléctrico nacional en los próximos años.
Paraguay proyecta una expansión significativa de su sistema eléctrico para acompañar el crecimiento de la demanda, que en los últimos años superó ampliamente los niveles históricos y obliga a incorporar nueva generación en el corto plazo.
Según estimaciones oficiales, el país necesitará hasta 800 MW de capacidad adicional para abastecer tanto el aumento del consumo actual como la llegada de nuevas industrias.
“El sector privado va a ser el gran jugador de aquí para adelante en Paraguay”, afirmó el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina al explicar la estrategia del gobierno para movilizar capital hacia nuevos proyectos de generación eléctrica.
El funcionario detalló que el Plan Maestro de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) prevé una expansión anual de entre 400 y 500 MW, pero advierte que esa cifra podría ampliarse ante el crecimiento de la industria y de grandes consumidores.
“Existe una necesidad de 200 a 300 MW más que tendremos que implantar para atender a la gran industria que se viene”, señala el viceministro, aclarando que no cuenta la industria convergente.
Entre las medidas previstas se incluyen contratos de compraventa de energía (PPA) de hasta 30 años, la habilitación de consorcios y la cesión de proyectos, mecanismos destinados a facilitar el financiamiento de nuevas centrales.
Uno de los hitos de esta estrategia será la primera licitación solar a gran escala del país, que prevé la construcción de un parque fotovoltaico de 140 MW en Chaco Central, que se lanzará una vez concluida la reglamentación de la normativa de promoción renovable.
“Estamos obligados a lanzar la licitación antes de mitad de año”, afirmó el viceministro, quien detalló que el proyecto podría entrar en operación entre un año y medio y dos años después de adjudicado.
“¿A qué precios se pueden instalar los proyectos? Entre USD 50-60 por MWh, por lo que entiendo que hay una rentabilidad importante y que es un punto de equilibrio para entrar al mercado”, agregó Bejarano
Esa necesidad de licitaciones y nuevos proyectos se debe al fuerte aumento de la demanda, considerando que en 2024 osciló 18% y 12,5% en 2025, comparado con los 7 puntos porcentuales tradicionales, lo que achica la franja de potencia instalada disponible.
En este contexto, el gobierno impulsa un cambio de paradigma en el sistema eléctrico nacional, históricamente concentrado en torno a la ANDE, buscando atraer inversión privada mediante nuevos instrumentos regulatorios, incluyendo la reciente Ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022), que habilita distintos esquemas de participación para desarrolladores y financistas.
En paralelo, el gobierno abrió nuevas modalidades para la comercialización de electricidad, permitiendo contratos directos con grandes consumidores de más de 30 MW, así como el desarrollo de proyectos de autoconsumo.
El nuevo esquema también promueve la generación distribuida en instalaciones menores a 1 MW, donde la ANDE tiene la obligación de adquirir la energía generada por los autoproductores. Este segmento podría expandirse especialmente en el área metropolitana.
Integración regional y nuevos mercados eléctricos
La expansión energética paraguaya también contempla nuevas oportunidades de exportación hacia mercados regionales, aprovechando la infraestructura de interconexión eléctrica existente, considerando que el país ya cuenta con vínculos energéticos con Brasil y Argentina, a la vez que analiza la posibilidad de ampliar su alcance hacia Bolivia mediante futuras interconexiones.
“Tenemos posibilidad de exportación de energía, dado que se abre un nuevo mercado como Bolivia y hay una posibilidad de interconexión a futuro bastante cercano”, explica Bejarano.
Además, el desarrollo de infraestructura regional como la Ruta Bioceánica podría impulsar nuevas actividades industriales en el Chaco paraguayo, lo que incrementaría la demanda energética en esa región y abriría oportunidades para proyectos renovables y de generación firme que acompañen el crecimiento del sistema eléctrico.
El mercado solar entra en una etapa de ajuste tras varios años de caída acelerada en el precio de los paneles. Así lo advirtió Luis Contreras, Managing Director de YingliSolar, quien anticipó que los paneles solares podrían aumentar hasta un 19%, en un escenario marcado por ajustes en los costos de fabricación, cambios regulatorios en China y una mayor exigencia para el desarrollo de nuevos proyectos.
“En la cadena de suministro el polisilicio, la oblea y la célula están subiendo en precios. Ahora mismo han subido ya un 10% y en abril se suma un 9%. Nos enfrentamos a un año fundamentalmente de ajuste””, explicó el ejecutivo durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia.
Según explicó, el sector atraviesa un punto de inflexión luego de un período de precios extremadamente bajos que, en muchos casos, resultaron difíciles de sostener para la industria. Y uno de los factores centrales detrás de este cambio es el encarecimiento de distintos eslabones de la cadena de suministro solar, especialmente en materiales clave utilizados para la fabricación de paneles.
“Eso significa directamente un 9% de coste adicional sobre el precio nuevo”, remarcó el ejecutivo, aludiendo a que ese incremento podría modificar el escenario de precios que caracterizó al sector en los últimos años, obligando a promotores, desarrolladores e inversores a recalcular los costos de nuevos proyectos.
“El que esté diseñando ahora CAPEX en los próximos meses se está encontrando con una gran dificultad porque o no damos precios o estamos dando precios un poco inflado”, advirtió el representante de Yingli Solar.
De todos modos, el módulo fotovoltaico seguirá aportando nuevos atributos y prestaciones a la tecnología de generación renovable, siendo la tipología de celda N-Type como el principal vector de innovación para los próximos años.
Según el referente de la compañía, este tipo de soluciones permitirá mayor eficiencia energética, más potencia por metro cuadrado y mejores prestaciones operativas ante altas temperaturas y bajas radiaciones, características cada vez más valoradas en proyectos utility scale.
Hibridación y regulación: los nuevos desafíos del mercado
El crecimiento del sector también dependerá del desarrollo de proyectos híbridos que integren generación solar y almacenamiento, un modelo que gana interés entre los desarrolladores.
Sin embargo, el Managing Director de Yingli Solar enfatizó que “los desarrolladores y los promotores realmente quieren hacer hibridación y colocar baterías, pero no tienen las reglas claras”.
Entre los principales obstáculos señaló la ausencia de mecanismos para remunerar la flexibilidad del sistema eléctrico y procesos más ágiles para la conexión a la red.
“No tienen mecanismos claros en cuanto al mercado de capacidad, a la retribución de la flexibilidad y a la aceleración o agilidad en la conexión a red”, agregó.
Contreras considera que el mercado atraviesa una etapa comparable a los primeros años de expansión de la energía solar en España: “Estamos en un momento parecido al que tuvo la fotovoltaica en 2004 o 2006”.
El almacenamiento energético comienza a posicionarse como uno de los pilares para la próxima etapa del mercado renovable argentino, en un contexto marcado por nuevas señales regulatorias como la licitación Alma SADI por 700 MW.
En este escenario, Luiz Fernando Biagini, Head of Sales Southern Cone de Sungrow, aseguró que Argentina podría experimentar un crecimiento acelerado de sistemas BESS, con proyecciones que podrían superar ampliamente las previsiones iniciales del mercado.
“En los años pasados solíamos hablar de números conservadores como 3 GWh en storage, quizás 6 GWh como una cifra más agresiva, y yo creo que va a pasar mucho más”, afirmó el ejecutivo al referirse al potencial de capacidad instalada de sistemas BESS en el país en los próximos años.
De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.
De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.
En ese contexto, Sungrow busca posicionarse como uno de los actores tecnológicos que acompañen ese crecimiento. La compañía ya acumula más de 10 GWh de almacenamiento instalados en América Latina, experiencia que le permite trasladar conocimiento técnico y operativo a nuevos mercados como el argentino.
“En 2025 ya tenemos 4,8 GWh vendidos en América Latina y para 2026 tenemos comprometidos alrededor de 5 GWh”, señaló Biagini al referirse al pipeline de proyectos BESS en la región.
Asimismo, el directivo destacó que el crecimiento del storage en Argentina no dependerá únicamente de la tecnología, sino también de la evolución regulatoria y de las señales que el mercado comience a consolidar en los próximos años.
En ese marco, Biagini sostuvo que la flexibilidad será un elemento central para los desarrolladores y proveedores de tecnología, ya que cada proyecto presenta requerimientos distintos en función del sistema eléctrico y del modelo de negocio.
“Cada cliente tiene una necesidad distinta, entonces tener un producto que se adecue a su necesidad es clave. Y tener un sistema que dure 20 años con PPAs firmados y que pueda garantizar esa energía que nuestros clientes van a entregar a la red es una responsabilidad muy grande”, señaló Biagini.
En paralelo, el ejecutivo destacó que la evolución tecnológica del almacenamiento continuará avanzando para acompañar el crecimiento del mercado, de modo que Sungrow lanzó recientementePowerTitan 3, una solución diseñada para aplicaciones utility scale con 6,9 MWh por contenedor.
“Chile es el laboratorio de América Latina, quizás todo pasa allá primero y después se va a los otros países. Tener esa tecnología, saber que somos líderes del mercado y que tenemos la capacidad para comisionar en tiempo récord nos da mucha seguridad para llevar esa tecnología a Argentina”, apuntó.
El cuello de botella del sistema eléctrico español dejó de ser tecnológico. Hoy es estructural. La falta de acceso efectivo a la red y la ausencia de mecanismos de estabilidad económica condicionan el desarrollo de almacenamiento de larga duración, especialmente bombeo hidráulico.
Así lo planteó José Luis Adanero, director de Planificación, Regulación e Inversiones de Iberdrola, durante el segundo panel en FES Iberia 2026. “Tú empiezas con ilusión cuando tienes un acceso”, afirmó, al explicar cómo la paralización de nudos y concursos pendientes frena proyectos estratégicos incluso cuando están técnicamente maduros.
En inversiones que se proyectan a 40, 50 o más años, la visibilidad regulatoria es determinante. Sin punto de conexión firme no hay estructuración financiera posible. El directivo insistió en la necesidad de reactivar esa dinámica. “Hay que ilusionar con ese acceso en que los permisos avancen”, sostuvo, vinculando el debate con planificación de redes y agilidad administrativa.
En este contexto, el almacenamiento aparece como la pieza que permite sostener la penetración renovable sin comprometer la estabilidad. Iberdrola acumula 125 años de trayectoria y mantiene una posición histórica en tecnologías de flexibilidad.
“La parte de almacenamiento siempre ha estado”, recordó Adanero.
«Alguien trató de comparar el tipo de almacenamiento hablando de que uno es un avión y otro es una bicicleta. Ambos te mueven, pero posiblemente si quieres llegar lejos necesites a lo mejor un avión”, explicó.
La comparación expone una visión estratégica: las baterías electroquímicas —de rápida ejecución y creciente competitividad— aportan flexibilidad operativa de corto plazo. El bombeo, en cambio, ofrece potencia y duración estructural.
Iberdrola opera activos como Tâmega en Portugal y La Muela en Valencia, y desarrolla seis proyectos electroquímicos que suman 300 MWh, de los cuales tres ya están en servicio. Sin embargo, la expansión del bombeo enfrenta restricciones adicionales.
El desarrollo de almacenamiento de larga duración exige mecanismos estables que complementen los ingresos de mercado. Adanero afirmó que es necesario que los pagos por capacidad puedan asegurar parte de ese ingreso que vas a recibir para pagar la inversión que has llevado a cabo.
En paralelo, el horizonte concesional condiciona nuevos proyectos hidráulicos. “Esas concesiones probablemente no tengan una vida de los 70 u 80 años que tú deberías esperar para viabilizar un bombeo nuevo”, advirtió.
Sin extensión adecuada de concesiones y sin pagos por capacidad bien diseñados, el bombeo pierde atractivo financiero frente a otras alternativas de menor plazo.
Más allá de la tecnología, el ejecutivo sostuvo que el foco está en la estabilidad sistémica, en equilibrio entre generación renovable, almacenamiento y capacidad firme.
El mensaje final hacia el regulador fue claro: acceso efectivo, redes modernizadas, almacenamiento estructural y señales económicas de largo plazo. Sin esos elementos, la transición pierde velocidad. Con ellos, el sistema eléctrico puede consolidar resiliencia y competitividad industrial en un entorno de creciente electrificación.
En el marco de los preparativos para la revisión conjunta del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), los resultados de las consultas públicas a nivel nacional han revelado un consenso claro: la transición hacia las energías renovables y la sustentabilidad son pilares innegociables para mantener la competitividad y detonar el desarrollo regional en América del Norte.
A través de mesas sectoriales y consultas en las 32 entidades federativas, el sector productivo enfatizó que el desarrollo sostenible ya no puede seguir posponiéndose. Industrias clave para el comercio trilateral alzaron la voz respecto a sus requerimientos energéticos. Como señala el informe oficial: “los sectores de acero, aluminio, energía y minería insistieron en la necesidad de contar con una matriz energética limpia, asequible y estable, que garantice seguridad regulatoria y competitividad».Las consultas revelaron que la visión sobre la energía se complementa según la región del país, coincidiendo en que es un motor fundamental para el futuro:
Impulso industrial en el Norte y Bajío: Para sostener la competitividad de la manufactura y los procesos just-in-time, estados fuertemente industrializados demandan disponibilidad y estabilidad en el suministro eléctrico, promoviendo propuestas vinculadas a la transición energética y la cooperación trilateral.
Motor de desarrollo en el Sur-Sureste: En contraste, la región sur percibe que “la energía —especialmente la limpia— puede detonar desarrollo regional, atraer inversión y generar empleo”.
Destaca el llamado conjunto de estados como Tabasco, Tamaulipas y Sonora, los cuales, si bien subrayan la relevancia del Capítulo 8 del T-MEC como garantía de la soberanía nacional, coincidieron en la necesidad de establecer un marco de transición ordenada hacia las energías limpias. Para lograrlo, demandaron reglas claras que permitan la participación del sector privado, cooperación trilateral y el impulso de mecanismos de financiamiento verde.
Asimismo, reconociendo que la infraestructura no es el único reto, se planteó la urgencia de desarrollar capital humano. En este sentido, el estado de Tabasco destacó la propuesta de crear un clúster educativo-tecnológico que sirva como plataforma para formar talento especializado específicamente en energías limpias y manufactura avanzada.
El mensaje emanado de las consultas es contundente: la revisión del T-MEC en 2026 abre una oportunidad invaluable para alinear los objetivos comerciales e industriales con una agenda de modernización que incluya la transición energética y la sostenibilidad ambiental. México se prepara para impulsar una postura que construya un bloque productivo trilateral no solo eficiente, sino profundamente sustentable e integrado.
GameChange Solar redefine su estrategia en España con un objetivo claro: convertirse en socio tecnológico de referencia durante toda la vida útil de los proyectos fotovoltaicos, reforzando su posicionamiento en un mercado maduro, altamente competitivo y con precios de energía entre los más ajustados de Europa.
“Nuestro planteamiento desde el punto de vista estratégico para el mercado europeo es conseguir consolidarnos como partners tecnológicos de nuestros clientes”, afirmó Óscar Aira, Managing Director para Latinoamérica y Europa de GameChange Solar, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.
“Ser un partner tecnológico significa no solo resolver los problemas que el cliente tiene en este momento, sino estar con ellos ante los problemas que puedan surgir en el medio y largo plazo. Estamos hablando de 40 años en algunos casos” sostuvo.
El concepto no es retórico. Implica un compromiso operativo extendido que trasciende el suministro de seguidores solares, por lo que se agrega una dimensión temporal que marca la diferencia.
“Hemos duplicado el crecimiento respecto al año anterior y la idea es volver a duplicarlo el próximo año. Pero nuestro objetivo no es solo hacer más megavatios, sino que los clientes repitan y se consoliden con nosotros como socio tecnológico a medio y largo plazo. Esa es la clave de nuestra estrategia de crecimiento en la región”, remarcó Aira.
Y cabe destacar que la compañía, líder global en innovación y especializada en seguidores solares de alto rendimiento, sistemas de estanterías y soluciones BOS, acumula más de 58 GW de sistemas solares entregados a nivel mundial. Sin embargo, en Iberia el desafío no es solo volumen, sino competitividad estructural.
¿Por qué? España representa un mercado maduro, con un alto nivel de megavatios instalados y múltiples proyectos en tramitación, lo que implica presión sobre costos y reducción de márgenes.
Según el directivo, el eje está en el coste nivelado de la energía, en ser capaces de reducir de forma consistente el LCOE de los proyectos, bajar el CAPEX y el OPEX.
“Para adaptarnos a las pendientes tenemos básicamente dos soluciones. Una se llama Genius Terrain Following Tracker, que permite que el tracker siga las ondulaciones del terreno sin necesidad de realizar grandes movimientos de tierras que incrementan el CAPEX del proyecto”, detalló.
“ La segunda se llama TopoSmart, Con ella podemos crear diferentes configuraciones de postes para adaptar la altura del tracker en determinadas zonas, con postes más largos o más cortos, de modo que no sea necesario realizar movimientos de tierras, que hoy es una de los principales factores que incrementan el CAPEX los proyectos”, agregó.
La reducción del movimiento de suelo no solo impacta en costos directos, sino en tiempos, permisos y viabilidad técnica. No obstante, la estrategia no es absoluta, dado que se trata de hacer un balance con diferentes escenarios, lo que resalta la importancia de análisis comparativos y cálculos precisos.
“Diseñamos los componentes no pensando en la obsolescencia programada, sino realizando ciclos de vida acelerados para ofrecer soluciones que duren el máximo tiempo posible”, subrayó el Managing Director de Europa y LatAm de GameChange Solar aludiendo a que la vida útil de los componentes es central es un entorno donde los PPA se sitúan entre los más bajos del sector y la confiabilidad se convierte en un activo financiero.
Finalmente, el mensaje a desarrolladores e inversores apunta a la visión integral del proyecto: “Es más importante que tener un socio que en un momento puntual ofrezca un CAPEX atractivo, contar con un socio de largo plazo que los acompañe durante toda la vida útil de la planta”.
Es decir que, en un mercado donde la competencia es cada más elevada, GameChange Solar apuesta por una propuesta basada en reducción sostenida de LCOE, adaptabilidad técnica en terrenos complejos, compromiso de 40 años y generar confianza basada en excelencia. España se consolida así como una pieza estratégica dentro de su expansión europea.
El gas natural es el principal insumo y representa el 80% del costo de producción de la urea.
“Si Irán detiene el flujo de petróleo en el Estrecho de Ormuz, será golpeado por Estados Unidos 20 veces más fuerte de lo que fue golpeado hasta ahora”, afirmó Donald Trump este lunes. Esta zona del mundo de 33 kilómetros en su parte más angosta es un punto nodal del comercio internacional porque transitan barcos que transportan a diario 20 millones de barriles de petróleo crudo y combustibles y una quinta parte del gas natural licuado (GNL) del mundo. También es relevante para la Argentina, ya que, entre otros productos, por el Estrecho de Ormuz pasa el 35% de la urea que importa el país, un insumo clave que se utiliza como fertilizante en el campo argentino.
La guerra en Medio Oriente que comenzó con el bombardeo de Estados Unidos a Irán el 28 de febrero generó un cimbronazo en los mercados internacionales y provocó una histórica suba del precio del petróleo y del GNL. El dato no es menor, ya que el gas es el principal insumo y representa el 80% del costo de producción de la urea. Solo en lo que va de marzo el precio internacional de urea aumentó 30% hasta los 715 dólares por tonelada.
Urea a través del Estrecho de Ormuz
La Argentina importó el año pasado 525.000 toneladas de urea granulada (un 17% sumando la producción local más la importación) que pasaron por barco a través del Estrecho de Ormuz, que en la actualidad es la zona más disputada de la guerra en Medio Oriente y por donde también pasa un tercio de los fertilizantes que consume el mundo.
De ese volumen, la Argentina importó 287.000 toneladas de urea desde Qatar, 187.000 toneladas de Emiratos Árabes Unidos (EAU) y alrededor de 50.000 toneladas provenientes de Arabia Saudita, según un informe de Ría Consultores de Javier Preciado Patiño basado en datos oficiales.
El mayor volumen de las importaciones de urea es para cubrir la demanda en el país que va de abril a octubre, para abastecer la fertilización del trigo y cebada en el invierno y de maíz en la primavera. Sin embargo, este año la producción local de la planta de Profertil, la única en el país que produce este fertilizante, podría ser la porción que primero se utilice para abastecer el mercado local y evitar los precios altos y luego se utilizaría los volúmenes importados a un valor mayor.
La Argentina importó 287.000 tn de urea desde Qatar, 187.000 tn de Emiratos Árabes Unidos (EAU) y 50.000 tn de Arabia Saudita en 2025.
Guerra en Medio Oriente y el abastecimiento de urea
Si el conflicto bélico en Medio Oriente se prolonga en el tiempo, uno de los efectos que podría sufrir la Argentina sería un mayor riesgo para asegurarse el abastecimiento de la urea necesaria para la próxima campaña agropecuaria. La Argentina tendría que apelar a otros mercados de Europa y Asia para abastecerse del fertilizante clave para la producción de cereales como el trigo, maíz y cebada, entre otros, en un contexto internacional de precios altos y con más competencia entre países.
La Argentina consume 2,5 millones de toneladas anuales, el triple de lo que demandaba hace 20 años. Un poco menos de la mitad es abastecida por la planta de Profertil de Bahía Blanca, que demanda 2,5 millones de metros cúbicos por día de gas natural.
El resto de la demanda de urea (alrededor de 1.500.000 toneladas) que el campo argentino demanda es importada. El 60% de la urea que llega al país viene de países de Medio Oriente, pero no del Estrecho de Ormuz, como Turkmenistán, Azerbaiyán, Egipto y del sur de Omán. El resto de la importación llega desde España, Rusia y Nigeria y Argelia, entre otros países.
Pampa Energía pidió ingresar al RIGI con una inversión de USD 4.500 millones para desarrollar Rincón de Aranda, uno de los bloques de shale oil de mayor crecimiento en Neuquén.
Es la mayor apuesta concentrada en un solo activo en la historia de la compañía y un movimiento que confirma que el nuevo ciclo de inversiones en Vaca Muerta ya empezó.
El proyecto incluye más de 100 pozos nuevos, plantas de tratamiento, oleoductos, gasoductos y la conexión directa con el sistema de VMOS. La empresa busca acelerar la producción, extender el plateau y duplicar el output hacia 2027. El RIGI, ampliado recientemente para incluir upstream, permite blindar la inversión con estabilidad fiscal y libre disponibilidad de divisas.
Rincón de Aranda está ubicado entre Añelo y Rincón de los Sauces, dos polos urbanos que ya funcionan como base logística del shale. No hace falta montar una ciudad nueva, pero sí habrá expansión de servicios, alojamiento, transporte y parques industriales.
La inversión derrama en más de 200 rubros y moviliza a toda la cadena de valor: perforación, completación, transporte de agua y arena, ingeniería, construcción, energía eléctrica y servicios industriales.
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El impacto laboral es directo. En pico de obra, el proyecto puede generar entre 1.500 y 2.000 empleos, más otros 3.000 a 5.000 indirectos en proveedores, logística y servicios. En operación, sostendrá entre 400 y 600 puestos permanentes. Para Neuquén, significa más regalías, más infraestructura y más producción exportable.
Visión Runrún
Una inversión de USD 4.500 millones no es un anuncio: es un cambio de escala. Vaca Muerta entra en una etapa donde los proyectos integrales —upstream, midstream e infraestructura— se financian con reglas claras y visión de largo plazo.
El desarrollo de Rincón de Aranda consolida el corredor Añelo–Rincón de los Sauces y empuja a toda la cadena de valor. Es el tipo de apuesta que transforma territorio, empleo y exportaciones. Vaca Muerta está entrando en su década decisiva.
El pozo más productivo de enero no estuvo en Neuquén, sino en el bloque Confluencia Sur, operado por Phoenix Global Resources. La compañía alcanzó una producción de 2.720 barriles diarios, un nivel que desplazó a desarrollos históricos de la cuenca.
El pozo PET.RN.CoS.x-3 (h) logró ese resultado con una rama lateral de 3.000 metros, una profundidad final de 6.350 metros y 105 etapas de fractura. Además, Phoenix confirmó que incorporará una nueva torre de perforación para acelerar el desarrollo del bloque.
Por otra parte, el desempeño del pozo reabre un debate técnico clave: la “lengua” de Vaca Muerta bajo Río Negro podría tener un potencial mayor al previsto. Analistas advierten que se necesita repetitividad para confirmar tendencia, pero el dato ya modificó el mapa productivo del shale.
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En paralelo, la provincia busca consolidar su rol dentro de la cuenca. Phoenix es hoy la principal productora de petróleo en Río Negro y avanza con un plan de inversión que incluye más pozos horizontales y mayor capacidad de fractura.
Visión Runrún
El pozo récord no es solo un dato operativo. Es una señal estratégica.
Río Negro empieza a disputar un espacio que hasta ahora era exclusivo de Neuquén. Si la repetitividad acompaña, la cuenca podría expandirse hacia el este y sumar un nuevo polo de desarrollo. Para un país que necesita más producción, más exportaciones y más divisas, cada sorpresa positiva en Vaca Muerta es una oportunidad para acelerar el crecimiento.
La Secretaría de Inteligencia publicó un mensaje inusual sobre el rol estratégico de la energía en el mundo actual.
El organismo afirmó que los países que garantizan abastecimiento y capacidad de exportación no solo crecen. Además, acumulan poder en un escenario global marcado por la competencia por recursos críticos.
El comunicado destaca que Vaca Muerta ya posiciona a la Argentina como un actor relevante. Las proyecciones oficiales estiman que, para 2026, las exportaciones energéticas podrían superar los u$s 18.000 millones anuales. Ese flujo de divisas tendría impacto directo en la balanza comercial y en la estabilidad macroeconómica.
Por otra parte, la SIDE advierte que esa centralidad implica riesgos crecientes. Entre ellos menciona injerencia externa, presión sobre infraestructuras críticas, espionaje, ciberataques y presencia de organizaciones criminales en cadenas logísticas y contratos estratégicos.
El organismo sostiene que proteger un activo de esta magnitud exige información precisa y análisis permanente del contexto internacional.
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En paralelo, el mensaje aparece en un momento de fuerte tensión global por energía y recursos críticos. Europa busca proveedores estables de gas. Estados Unidos compite por minerales estratégicos. China expande su influencia en infraestructura energética. A la vez, la IA acelera la demanda eléctrica mundial.
Visión Runrún
La SIDE no habla solo de seguridad. Habla de desarrollo.
El comunicado reconoce que Vaca Muerta dejó de ser un recurso económico para convertirse en un activo geopolítico. Si Argentina quiere transformar ese potencial en exportaciones, estabilidad macro e inversiones, necesita protegerlo como lo que es: un componente central de su poder nacional.
El gasoducto de 478 kilómetros que unirá Tratayén con el Golfo San Matías avanza hacia su definición final. En abril, Southern Energy (SESA) adjudicará la obra que permitirá alimentar su proyecto de GNL en Río Negro.
La licitación atrajo a dos jugadores internacionales con experiencia directa en ductos de gran escala: Pumpco, de Estados Unidos, y Bonatti, de Italia.
Por una parte, Pumpco llega respaldada por MasTec, uno de los mayores grupos de infraestructura energética de Estados Unidos. La empresa construyó tramos de gasoductos estratégicos en el shale norteamericano, incluidos proyectos de 36 y 42 pulgadas.
Su principal fortaleza es la velocidad de ejecución y la capacidad de movilizar equipos grandes en trazados extensos, un punto clave para una obra que atraviesa zonas rurales y semiáridas.
Por otra parte, Bonatti aporta un perfil distinto. La compañía italiana tiene más de 70 años de experiencia en ingeniería y construcción de ductos de exportación.
Trabajó para ENI, Total, Shell y BP en Europa, África y Medio Oriente. Además, conoce el sistema argentino: participó en obras de TGS, TGN y en tramos del Neuba II. Su diferencial es la solidez técnica en proyectos EPC y en ductos de alta presión.
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En paralelo, ambas empresas se asociaron con contratistas locales para operar en territorio argentino. Pumpco integra un consorcio con Bonatti y Contreras Hermanos, mientras que Bonatti también compite por tramos específicos del ducto. La planta compresora, en tanto, se definirá entre OPS, Pecom, Contreras y Víctor Contreras.
Visión Runrún
La competencia entre Pumpco y Bonatti muestra que el gasoducto de SESA ya trasciende la escala local. Es una obra que atrae a contratistas globales con experiencia en exportación energética.
Para Argentina, esto significa algo más que un ducto: es un paso concreto hacia un proyecto de GNL con proyección internacional. Si la obra avanza en tiempo y forma, el país sumará capacidad para exportar gas y consolidar un nuevo vector de desarrollo.
Río Negro presentó en Nueva York un paquete de proyectos energéticos por más de USD 36.000 millones, en el marco de la Argentina Week organizada por el Council of the Americas.
El gobernador Alberto Weretilneck expuso ante fondos, bancos y empresas internacionales una hoja de ruta que combina petróleo, gas, GNL, logística, minería y energías renovables.
El plan incluye obras estratégicas como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya supera el 50% de avance y permitirá sumar una nueva salida al mar para el crudo de la cuenca. También contempla terminales de exportación, infraestructura portuaria y proyectos vinculados al desarrollo del GNL, un segmento que la provincia considera clave para la próxima década.
Por otra parte, Río Negro presentó oportunidades en minería —incluidas arenas para fracking— y en energías renovables, con proyectos eólicos e hidroeléctricos. La provincia busca posicionarse como un nodo logístico y energético complementario a Neuquén, con la ventaja de su ubicación costera y su cercanía a Vaca Muerta.
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En paralelo, Weretilneck destacó ante inversores la estabilidad política y la previsibilidad jurídica de la provincia. El mensaje oficial fue claro: Río Negro quiere convertirse en la puerta atlántica de la energía argentina, con infraestructura en marcha y un portafolio de proyectos listo para financiamiento internacional.
Visión Runrún
El desembarco de Río Negro en Wall Street muestra un cambio de escala. La provincia dejó de hablar solo de potencial y pasó a mostrar obras concretas, cifras grandes y una estrategia de inserción global.
En un escenario donde la competencia por capital es feroz, llevar un plan de USD 36.000 millones es una señal de ambición y de posicionamiento. Río Negro quiere jugar en la mesa grande de la energía.
El embajador de China en Argentina, Wang Wei, visitó Tierra del Fuego y confirmó que el país asiático ya tiene inversiones activas en la provincia.
El gobernador Gustavo Melella destacó que la nueva usina de Ushuaia es uno de los proyectos en marcha y aseguró que “vendrán muchas más” iniciativas financiadas por capital chino.
La comitiva diplomática y empresarial mantuvo reuniones con el Gobierno provincial para analizar oportunidades en energía, hidrocarburos, vivienda, turismo, acuicultura e industria electrónica. También se discutieron proyectos vinculados a Huawei, que evalúa alternativas para producir y exportar desde la isla.
Por otra parte, China mostró interés en sectores estratégicos como la industrialización del gas, la petroquímica, las energías renovables y la logística antártica. La delegación destacó que Tierra del Fuego tiene “gran potencial para el desarrollo sostenible” y que la relación bilateral puede profundizarse con nuevos acuerdos.
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En paralelo, Melella presentó la infraestructura productiva de la provincia, que incluye más de 1.200 pozos perforados, redes de transporte y capacidad para proyectos de transición energética. La visita concluyó con la declaración de Wang Wei como Huésped de Honor.
Visión Runrún
La presencia del embajador chino no fue protocolar. Fue una misión económica. China ya está invirtiendo en Tierra del Fuego y busca ampliar su presencia en sectores clave.
Para la provincia, es una oportunidad de financiamiento y desarrollo. Para China, es un punto estratégico en el extremo sur del continente, con acceso al Atlántico Sur y a la logística antártica.
El gobernador Rolando Figueroa viajó a Nueva York con una agenda propia para posicionar a Neuquén en el centro del debate energético internacional.
Su participación en la Argentina Week, organizada por el Council of the Americas, lo mostró como uno de los mandatarios patagónicos con discurso más definido sobre el rumbo del sector.
Figueroa planteó que Argentina pasó de un paradigma de escasez a uno de abundancia en gas y petróleo, y que Neuquén debe liderar la transición hacia los proyectos de GNL. También destacó que la provincia ofrece incentivos fiscales que la vuelven más competitiva frente a otros destinos de inversión, un mensaje dirigido directamente a fondos y empresas estadounidenses.
Por otra parte, el gobernador buscó diferenciarse dentro del mapa político nacional. Habló de un “Estado ordenado”, de reducción de deuda y de la necesidad de reinvertir la renta del subsuelo en turismo, producción y tecnología. Su discurso apuntó a mostrar gestión, previsibilidad y autonomía, en un contexto donde los gobernadores buscan mayor protagonismo frente al Gobierno nacional.
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En paralelo, Figueroa compartió panel con mandatarios de Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Corrientes. La presencia conjunta de gobernadores dialoguistas reforzó la idea de una liga provincial que busca influir en la agenda económica y energética del país.
Visión Runrún
La gira de Figueroa fue política antes que económica. Neuquén salió a buscar inversiones, sí, pero también a marcar posición en el nuevo tablero federal.
El gobernador quiere que la provincia sea un actor central en la discusión sobre GNL, energía y desarrollo. Y en Nueva York dejó claro que su estrategia es construir poder desde la gestión y desde la previsibilidad.
Desde la torre del JP Morgan, en plena Argentina Week, José Luis Manzano dejó una definición que sacudió el clima de cautela: “La economía no está estancada, crece”.
Lo dijo frente a fondos, bancos y CEOs globales, y lo respaldó con señales concretas de capital entrando al país. Para él, el nuevo ciclo ya empezó y los sectores transables serán los que marquen el ritmo.
Manzano identifica cuatro motores que pueden cambiar la escala del país: Vaca Muerta, la minería, el agro y la tecnología. En energía, destacó la llegada de Harold Hamm —uno de los mayores referentes del shale en Estados Unidos— como señal de confianza en el potencial argentino.
En minería, mencionó inversiones de Rio Tinto, Vicuña y proyectos de tierras raras, uranio, cobre y litio que ya están en etapa de expansión. En agro, subrayó que la recuperación productiva y la mejora de precios internacionales están generando un nuevo piso de actividad. Y en tecnología, remarcó que las empresas argentinas volvieron a acceder al mercado financiero estadounidense.
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Por otra parte, el empresario sostuvo que el clima en Wall Street cambió. Hay expectativa, interés y una lectura más pragmática del proceso argentino. La presencia de gobernadores, funcionarios y empresas en Nueva York envió una señal de continuidad institucional que los fondos valoran. “Hay capital mirando a la Argentina, y eso no pasaba hace años”, afirmó.
En paralelo, Integra Capital —su grupo— avanza con perforaciones en Neuquén y Río Negro, proyectos mineros, energía solar y presentaciones bajo el RIGI. Manzano anticipó que participará en privatizaciones y que evalúa activos de downstream. Su mensaje es claro: la inversión ya empezó y se va a acelerar si se sostienen las reglas.
Visión Runrún
La mirada de Manzano refleja un cambio profundo: la economía argentina empieza a apoyarse en sectores que generan dólares, empleo e inversión real. Energía, minería, agro y tecnología están traccionando un reordenamiento estructural que va más allá del rebote.
Si el flujo de capital se mantiene, el país puede pasar de la supervivencia al crecimiento sostenido. Es un mensaje que no niega los desafíos, pero reconoce algo que ya se ve en los números y en la calle: la economía se está moviendo.
Las estaciones de servicio de Neuquén volvieron a apuntar contra las tasas municipales que se aplican sobre cada litro de combustible vendido.
La Cámara del sector advirtió que la carga fiscal local se volvió “un problema grave” para la actividad y que afecta la competitividad de toda la cadena.
El reclamo se intensificó después de que el Gobierno nacional obligara a los surtidores a informar públicamente si el precio final incluye tasas municipales. La medida expuso que varios municipios de la provincia aplican recargos que elevan el valor del combustible y generan un esquema tributario que el sector considera “distorsivo”.
Por otra parte, los expendedores señalan que la presión fiscal municipal se suma a impuestos nacionales y provinciales, lo que deja a las estaciones en una situación cada vez más ajustada. También advierten que la caída del consumo y el aumento de costos operativos agravan el escenario.
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En paralelo, la Secretaría de Energía sostiene que las tasas locales afectan la transparencia del precio y generan diferencias entre localidades vecinas. Por eso, la resolución nacional busca que el consumidor conozca qué parte del valor del combustible corresponde a tributos municipales.
Visión Runrún
La actualización del esquema de regalías es una oportunidad para ordenar un sistema que quedó viejo y avanzar hacia un desarrollo más federal. La redistribución reconoce que la actividad petrolera ya no se concentra en pocos municipios y que el impacto territorial es más amplio.
Es lógico que quienes pierdan participación expresen su malestar, pero el nuevo índice permite que más localidades accedan a recursos y que la renta del subsuelo se distribuya con criterios técnicos y actuales. Río Negro busca equilibrar el mapa productivo y acompañar el crecimiento de toda la región.
La minería se consolidó como el principal motor de empleo privado en Jujuy.
Según datos oficiales del Ministerio de Minería, el 72% de los trabajadores de los proyectos mineros son jujeños, un nivel de contratación local que supera ampliamente el promedio nacional y que refleja la madurez del sector en la provincia. El crecimiento del litio —con Olaroz y Cauchari como ejes— impulsó la demanda de técnicos, operarios, mantenimiento, transporte y servicios industriales.
El impacto no se limita al empleo directo. La cadena de valor local está en plena expansión: una sola operadora gastó $60.000 millones en proveedores jujeños durante el último año. Transporte, catering, perforación, logística, construcción, insumos y servicios especializados forman parte de un ecosistema que se volvió estratégico para la economía provincial.
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La política de contenido local, sumada a la distancia de los salares y a los programas de capacitación, explica por qué la minería jujeña tiene uno de los niveles más altos de empleo local del país.
El salto productivo también empuja la profesionalización. La provincia incorporó estándares internacionales como EITI, que exige transparencia en pagos, regalías y datos de producción. Esto fortalece la confianza de las comunidades y de los inversores, y permite que el crecimiento del sector se traduzca en más oportunidades laborales y más desarrollo territorial.
Visión Runrún
El litio no solo mueve exportaciones: mueve trabajo real. La minería jujeña muestra que cuando hay reglas claras, contenido local y proyectos de escala, el empleo se multiplica y la cadena de valor se vuelve protagonista.
El 72% de mano de obra local y los $60.000 millones en proveedores son señales de un modelo que funciona y que puede replicarse en otras provincias. La minería está generando trabajo, arraigo y desarrollo donde antes no había alternativas productivas.
Con la atención puesta en la posibilidad de desarrollar inversiones en la Argentina, el Presidente Javier Milei inauguró la “Argentina Week 2026” en la ciudad de Nueva York, con la participación de varios gobernadores de provincias, miembros del gabinete, empresarios de diversos rubros pero en particular de la energía y minería, CEOs de compañías multinacionales, y representantes de fondos de inversión globales.
El encuentro cuenta con el apoyo de JPMorgan Chase y Bank of America, realizándose en sus sedes y en el Consulado argentino en Nueva York.
Los gobernadores que integran la comitiva oficial se cuentan el de Chubut, Ignacio Torres; de Santa Cruz, Claudio Vidal; de Neuquén, Rolando Figueroa; de Río Negro, Alberto Weretilneck; Marcelo Orrego (San Juan), Gustavo Sáenz (Salta), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy), Alfredo Cornejo (Mendoza), y Juan Pablo Valdés (Corrientes).
En su discurso, Milei señaló que su objetivo es “hacer de Argentina el país más libre del mundo”, pero advirtió que “no todos los instrumentos de política son aceptables”, e hizo “una fuerte defensa de la moral como política de Estado”, destacó la Casa Rosada en un comunicado.
“Hay restricciones morales porque cuando en realidad uno hace lo que es justo la economía prospera. Sin embargo, cuando uno por conseguir algún resultado de corto plazo aplica medidas que son injustas, eso tarde o temprano termina mal”, enfatizó Milei.
Y volvió a cuestionar a algunos empresarios locales (de Argentina) tal como lo hizo en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Congreso de la Nación el 1 de marzo, y también en los días previos (Techint, Fate-Aluar).
El Presidente sostuvo que basa sus decisiones en lo que es justo y aseveró que, si alguna política justa “tuviera una contracara negativa desde el lado de vista electoral, para eso soy un estoico, para bancarme el costo que me tenga que bancar por hacer lo correcto”.
Asimismo, aseguró que no va a ceder en la política de honrar “nuestros compromisos”, al referirse al pago de los intereses de la deuda y destacó que “hemos hecho un culto del derecho de propiedad y hemos logrado hacer una estabilización exitosa sin tener que expropiar a nadie”.
En su discurso de inauguración, Milei destacó de su gestión “la baja del déficit fiscal, de la inflación y de la pobreza, así como de los impuestos que pagaban los argentinos”. Al mismo tiempo, expuso los lineamientos centrales de su política económica, entre ellos que “decidimos desregular, decidimos liberar rendimientos crecientes. Y eso tiene una fuerte contrapartida en términos de crecimiento económico”.
También se refirió a medidas tomadas por su gobierno “que han sido acompañadas por la ciudadanía, lo que se reflejó en el resultado electoral de octubre último, donde ganamos la mitad de las bancas de Diputados en juego. Ganamos dos tercios de las bancas de senadores, le quitamos la mayoría en las dos Cámaras al peronismo y estamos pasando reformas que nunca se habían logrado en la Argentina, como la reforma laboral y como la baja la imputabilidad”.
Milei indicó que está haciendo “todo para terminar de una vez y por todas con el populismo, y en especial con el kirchnerismo”. “No voy a ceder en hacer grande la Argentina nuevamente”, afirmó.
Entre los empresarios argentinos del rubro Energía participantes se encuentran Horacio Marín (YPF); Marcelo Mindlin (Pampa Energía); Jorge Brito (Genneia); Marcos y Alejandro Bulgheroni (PAE); y Miguel Galuccio (Vista).
Previo a su discurso, Milei sostuvo un encuentro privado con el CEO del JP Morgan, Jamie Dimon.
El comunicado gubernamental refirió además que “en el marco de su visita a Nueva York, el Jefe del Estado desarrolló otras dos exposiciones, la primera en la Universidad de Yeshiva y más tarde en la Gala Algemeiner J100, donde ratificó su decisión de ejercer el poder con la moral de Occidente y su adhesión a las políticas de Estados Unidos e Israel”.
Puntos destacados del discurso por parte de Presidencia:
“Nosotros tenemos como objetivo hacer de Argentina el país más libre del mundo, pero no todos los instrumentos de política son aceptables”. “El sistema capitalista de libre empresa no solo es más eficiente, sino que, además, es justo”. “Quizás (Paolo) Rocca y (Javier) Madanes, en convivencia con políticos ladrones, atacaron a los argentinos durante muchos años. Pero se terminó la Argentina corrupta”. “¿Quién está a favor de la corrupción? Es incómodo cuando uno hace estas preguntas, pero yo estoy dispuesto a hacer este debate por una Argentina mejor”. “Lo que va a ocurrir es que las personas ahora van a poder ahorrar trescientos y lo van a poder gastar en el resto de los bienes de la economía. Por lo tanto, los empleos que se destruyen en este sector se van a crear en otro que además está en condiciones de competir internacionalmente”. “Les voy a explicar por qué Argentina es un excelente caso de negocios”. “Pasamos de ser importadores netos de energía y hoy somos exportadores netos”. “Otro sector que afortunadamente viene muy bien y que promete mucho es el caso de la minería. Con proyectos de cobre, proyectos de litio, proyectos de oro, proyectos de plata, minerales raros y, obviamente, uranio”. “Siempre está el sector que tanto ha dado a la Argentina y sigue dando y que puede dar todavía mucho más, que es el sector agropecuario”. “Naturalmente lo que deviene de la economía del conocimiento, los data centers y, obviamente, todo lo que se puede hacer en el sector financiero”. “Acorde al plan fiscal que tiene armado ‘Toto’ (Caputo), al año 2031 podríamos estar devolviéndole a los argentinos de bien quinientos mil millones de dólares”. “Todavía el riesgo ‘kuka’, ese escenario catástrofe, ese cisne negro sigue causando daño para lo que serían las colocaciones más allá del 2027”. “Si el Riesgo País quedara en torno a los 550, la economía argentina crecería a tasas del 4 % o 5 %, mientras que si el Riesgo cayera a niveles de 220, la economía de Argentina podría estar creciendo al 7 % u 8 %”. “La relación deuda producto es no creciente. Por ende, Argentina es solvente intertemporalmente”. “Hemos planteado para este año 10 reformas por ministerio, es decir, 90 paquetes de reformas le vamos a llevar al Congreso para continuar haciendo más libre a la Argentina”. “Algo que es muy importante en materia de crecimiento económico es el capital humano”. “Sacamos a los ladrones del medio y mejoró la condición de vida de los vulnerables”. “Es tan importante la Ley de Modernización Laboral”. “Es necesario que el mercado laboral sea flexible”. “El otro tema es el de la apertura. Aquellos países que son más abiertos tienen un PBI per cápita nueve veces más grande”. “Nos estamos sacando de encima a aquellos que usan el nacionalismo berreta de pacotilla para defender el robo de políticos y de empresarios prebendarios”, afirmó Milei.
El proyecto de litio Rincón, operado por el gigante minero anglo-australiano Rio Tinto en la provincia de Salta, acordó este martes un paquete de financiamiento que asciende a los US$ 1.175 millones. Estos fondos, provenientes de un consorcio de cuatro prestamistas internacionales, están destinados a completar el desarrollo de este activo en el Noroeste Argentino.
La estructura del financiamiento destaca por la participación de entidades de crédito como la Corporación Financiera Internacional (CFI), BID Invest, Export Finance Australia (EFA) y el Banco Japonés de Cooperación Internacional (JBIC). Esta inyección de capital representa casi la mitad de la inversión total prevista para el proyecto, valorada en US$ 2.500 millones, por lo que el respaldo de estas entidades subraya la viabilidad técnica y el cumplimiento de estándares internacionales de la operadora.
Rincón es el primer proyecto minero en ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en mayo de 2025. Este marco normativo fue determinante para brindar la previsibilidad fiscal y cambiaria necesaria para comprometer inversiones de tal magnitud. La adhesión al régimen permite acelerar los plazos de ejecución en un contexto de alta competencia por el suministro de minerales críticos.
La compañía informó esta tarde al mercado que «los ingresos se utilizarán para respaldar el desarrollo del proyecto de litio Rincón, cuyo objetivo es alcanzar una capacidad anual de aproximadamente 60.000 toneladas de carbonato de litio grado batería«.
Cómo avanza el proyecto de litio Rincón
Makhtar Diop, MD del IFC, y Simon Trott, CEO de Rio Tinto
Si bien las proyecciones iniciales estimaban una producción de 53.000 toneladas, la compañía implementó planes de optimización y eliminación de cuellos de botella para elevar el volumen de salida. Se prevé que la planta tenga una vida útil operativa de 40 años, consolidándose como un actor de largo plazo en el NOA.
La construcción de la infraestructura ya muestra avances y, desde el año pasado, se ejecutan las obras de ampliación del campamento y el desarrollo de la logística de sitio para soportar la operación a gran escala. Según el cronograma actualizado, se espera que la producción inicial comience en 2028, con una curva de ascenso (ramp-up) que permitiría llegar a la plena capacidad instalada en un período de tres años.
Jérôme Pécresse, Chief Executive de Rio Tinto Aluminium & Lithium, afirmó que “este paquete de financiamiento amplía los recursos disponibles para el proyecto Rincón y respalda la ejecución continua de la cartera de crecimiento en el sector litio, que se sustenta en las atractivas perspectivas a largo plazo producto de la transición energética”.
La primera exportación de carbonato de litio
En paralelo a estos anuncios financieros, el gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, confirmó desde Nueva York el inicio de las exportaciones de litio de Rio Tinto desde la provincia con destino a China. Esta operación marca el debut operativo del proyecto Rincón en el mercado internacional con carbonato de litio, validando la cadena logística desde la Puna salteña hacia los centros de fabricación de celdas de batería en Asia.
El anuncio de Sáenz se produjo en el marco del Argentina Week que se realiza en Nueva York hasta este miércoles, donde se destacó el rol Rincón en la capacidad productiva y exportadora de la provincia. En ese sentido, la llegada del primer cargamento de carbonato de litio a China representa otro hito en el posicionamiento de Argentina como proveedor, se destacó. Este flujo comercial es el resultado de las pruebas de planta y el procesamiento anticipado que la compañía ha venido realizando.
Desde el punto de vista técnico, Rio Tinto confirmó que las hipótesis materiales de producción se mantienen vigentes y sin cambios significativos respecto a sus reportes previos a la bolsa australiana (ASX). La estabilidad de los recursos minerales y las reservas de mineral en Rincón permiten proyectar una operación sostenida que será fundamental para abastecer la creciente demanda de cátodos de alta pureza.
Finalmente, se enfatizó que la integración de capitales provenientes de Australia y Japón, sumada al apoyo de organismos multilaterales, diversifica el riesgo financiero de la operación.
Tras escalar a niveles no vistos desde hace más de tres años y medio, los valores del crudo cedieron terreno este martes. La baja se produjo después de comentarios del mandatario estadounidense, Donald Trump, quien sugirió que el conflicto en Medio Oriente podría terminar antes de lo anticipado.
El Brent bajó un 7,2 %, hasta los 91,81 dólares por barril, tras caer 7,15. El WTI llegó a los 88,51 dólares luego de perder 6,26 unidades, lo que representa una merma del 6,6 %. Ya en las primeras horas de la jornada, ambos precios estuvieron cerca de retroceder casi un 11 %.
Tras la caída, los volúmenes operados mostraron un descenso notable. Cerca de 328.000 contratos de Brent cambiaron de mano, cifra mínima desde el 27 de febrero, justo antes del enfrentamiento entre Estados Unidos e Israel contra Irán. A su vez, el WTI alcanzó apenas 296.000 contratos negociados, el valor más bajo registrado desde el 23 de ese mes.
La madrugada del lunes, los precios habían tomado un rumbo contrario al esperado. Superaron brevemente los 119 dólares por barril, registrando así su punto máximo desde mediados de 2022. Este repunte surgió tras anuncios de reducción en la oferta liderados por Arabia Saudita junto con otros países exportadores. Al mismo tiempo, ganaba fuerza entre los operadores la preocupación por posibles interrupciones graves en el abastecimiento mundial.
El giro se produjo luego de que el presidente estadounidense mantuviera conversaciones con su par del Kremlin y señalara, a través de una entrevista con CBS News, que la guerra contra Irán estaba “muy avanzada” y que Washington se encontraba cómodamente dentro del cronograma inicial de cinco semanas previsto para el conflicto.
La fluctuación de precios muestra una respuesta marcada del mercado, tanto al alza como a la baja. Aunque las declaraciones del mandatario norteamericano sirvieron para reducir la tensión entre los inversores, según Suvro Sarkar, jefe del área energética en DBS Bank, existe el peligro de que se ignoren ciertos riesgos en este escenario.
Según Sarkar, el precio de crudos clave en Medio Oriente —por ejemplo, Murban o Dubai— se mantiene por encima de los 100 dólares por barril. Esa estabilidad refleja una falta clara de transformaciones en la dinámica física del mercado.
Al mismo tiempo, personas vinculadas al gobierno estadounidense mencionaron que Trump analiza distintas acciones ante el aumento del precio del petróleo. Una de ellas podría ser suavizar las restricciones sobre el crudo ruso. Otra opción en estudio es recurrir a las reservas energéticas de emergencia.
“Teherán decidirá cuándo termina la crisis”, afirmó desde Irán el Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica. A través de comunicaciones oficiales del país, esa institución subrayó que bloqueará por completo cualquier exportación petrolera en caso de que persistan las acciones militares estadounidenses e israelíes.
Pese a todo, persisten problemas de transporte en la zona. En caso de que el enfrentamiento se alargue y perturbe los movimientos navales por el estrecho de Ormuz, una advertencia emitida por Saudi Aramco —uno de los mayores exportadores petroleros del mundo— señala posibles impactos graves sobre la oferta energética internacional.
Según un análisis de JPMorgan, bloquear durante catorce días esa ruta marítima tendría como consecuencia una caída cercana a los doce millones de barriles diarios.
A mitad de semana, la compañía estatal ADNOC, con sede en Abu Dabi, interrumpió las operaciones en su planta refinadora de Ruwais. El cese ocurrió tras un incendio provocado por impactos de drones en partes del complejo industrial, afirmó una fuente ligada al sector energético.
Aunque la inestabilidad ha regresado, Goldman Sachs mantiene intacto su pronóstico principal. En medio de las fluctuaciones actuales, el banco espera un precio promedio del petróleo Brent cercano a los 66 dólares por barril entre octubre y diciembre. Para ese mismo período, el crudo WTI podría rondar los 62 dólares, según un análisis interno de la entidad.
La jornada de este lunes 9 quedará marcada en el historial de la industria de los hidrocarburos como un evento sin precedentes. En un contexto de extrema tensión global por la guerra entre Estados Unidos, Israel e Irán, el mercado registró una oscilación de US$35 en la cotización del crudo Brent en un solo día.
Lo más impactante de esta jornada fue el recorrido completo del precio: tras una apertura de US$ 99,75 (con un cierre en la previa a US$92,69), el valor trepó casi 20 dólares hasta su techo de US$119.50, luego de tocar un mínimo de US$ 83,66 y reacomodarse finalmente en los US$98,96 para consolidar un alza de 6,76% al finalizar el día.
Este amplio umbral de cotización, que llevó al petróleo a fluctuar más de US$ 35 en menos de 24 horas, confirma que el mercado atraviesa una etapa de fragilidad técnica donde no existen antecedentes de una volatilidad tan aguda.
La semana abrió con la acumulación de datos que marcaban el incremento del enfrentamiento bélico lo que apuntaló la cotización al alza, pero durante la jornada al trascender el diálogo del presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, con su par de Rusia, Vladimir Putin, el mercado reacción a la perspectiva de negociación.
El gráfico refleja la brusca oscilación del Brent el 9 de marzo.
Tras la conversación telefónica, Trump sugirió que la guerra en Irán podría estar cerca de su fin por el cumplimiento adelantado de los objetivos. En reacción a lo que se podría visualizar como un próximo alto al fuego, el Brent reaccionó fuertemente a la baja perforando el piso de los US$ 100 por barril.
El petróleo tipo Brent, cuya cotización se centraliza en el Intercontinental Exchange (ICE) de Londres bajo el símbolo LCOc1, opera a través de contratos de futuros y opciones que reflejan el ritmo del mercado internacional. Al ser la referencia para el crudo en Europa y gran parte del hemisferio oriental, su negociación en dólares estadounidenses (US$) actúa como el termómetro energético global.
Analistas locales explicaban que la extrema volatilidad registrada en este mercado no solo afecta a los contratos de corto plazo, sino que pone bajo presión toda la estructura de derivados financieros que utilizan al Brent como subyacente. Esto evidencia una distorsión de precios en el ICE londinense que puede desestabilizar las proyecciones económicas a escala mundial en minutos.
Por la magnitud de la brecha se destacaba que no se trató de una tendencia desarrollada a lo largo de una semana o un mes; fue una explosión de volatilidad concentrada en apenas unas horas de operación, lo que le otorga ese perfil de hecho inédito y que resalta el carácter de unicidad del fenómeno.
Los hechos que se viene registrando en Medio Oriente marcan desde hace dos semanas el pulso de la cotización del Brent.
Para dimensionar la magnitud del movimiento, basta observar la escalada que se viene registrando desde el inicio del conflicto. El viernes 27 de febrero, día previo al agravamiento del escenario militar, el Brent cerró en US$ 72,48. En apenas diez días, la cotización escaló de forma agresiva hasta alcanzar ayer, 9 de marzo, un máximo intradía de US$ 119,50.
Comparativa con las grandes crisis
Al buscar referencias, la excepcionalidad de lo ocurrido resalta frente a cualquier hito de los últimos 30 años. Si bien en 2020, durante la pandemia, hubo jornadas de mayor movimiento proporcional, el crudo cotizaba entonces en torno a los US$20. Mover más de US$35 dólares con un barril orillando los US$100 es una muestra de una inestabilidad que supera los registros de la crisis de 2008 o la Guerra del Golfo en 1990.
A diferencia de aquellos procesos, donde los reajustes tomaban días o semanas, lo de ayer fue un «cisne negro» intradía. Así, sacando lo que fue la pandemia de 2020, es la primera vez que el petróleo tiene una evolución tan pronunciada en una sola jornada.
Este fenómeno de inestabilidad sistémica no se limita al petróleo, sino que se ve reforzado por el comportamiento errático del gas natural. El indicador Natural Gas TTF acompaña esta tendencia, evidenciando que la crisis energética es total.
Según los registros recientes, el gas pasó de cotizar US$ 31,34 a fines de febrero a tocar picos de US$ 54,09 el 9 de marzo, registrando de anera coincidente con el Brent fuertes tras alcanzar sus máximos.
El hecho de que el indicador TTF muestre variaciones de doble dígito mientras el Brent busca su equilibrio confirma que los mercados energéticos europeos operan bajo una incertidumbre absoluta, donde los fundamentos de oferta y demanda quedaron relegados ante el pulso de la geopolítica global.
La visita del embajador italiano Fabrizio Nicoletti dejó un mensaje que trasciende la diplomacia: Italia está reposicionando a la Argentina como un socio energético estratégico, en un momento en que Europa busca diversificar proveedores y reducir su dependencia del gas ruso y de la inestabilidad en Medio Oriente.
El giro no es retórico. La petrolera estatal italiana ENI ya forma parte del proyecto Argentina LNG, junto a YPF y la estadounidense XRG, una iniciativa que podría convertir al país en exportador global de gas licuado a partir de Vaca Muerta. Para Italia, que combina industria pesada con escasez de recursos naturales, la ecuación es simple: Argentina tiene energía; Italia tiene tecnología, capital y mercado.
Nicoletti lo planteó con claridad: la relación bilateral entra en una etapa donde la complementariedad productiva es el eje. Italia es una potencia industrial sin materias primas; Argentina es un país con recursos energéticos y minerales críticos que necesita tecnología, financiamiento y acceso a mercados.
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Esa convergencia explica por qué Roma fue decisiva para destrabar el acuerdo Mercosur–Unión Europea después de dos décadas de bloqueo.
El embajador destacó que las pymes italianas, columna vertebral del aparato industrial europeo, ven en la estabilización macro argentina “una autopista” para invertir. Estas empresas son líderes globales en equipamiento para oil & gas, válvulas industriales, compresión, instrumentación, ingeniería de ductos, eficiencia energética y tecnologías de transición. Su desembarco podría elevar estándares, ampliar la oferta de proveedores y generar alianzas con pymes locales.
La agenda bilateral también incluye cooperación científica y tecnológica bajo el Plan de Acción 2025–2030 firmado por Meloni y Milei, con foco en investigación, formación académica y transferencia de conocimiento. La energía —desde hidrocarburos hasta renovables y captura de carbono— aparece como uno de los capítulos centrales.
Qué significa para la cadena de valor energética argentina
• Upstream: más tecnología para perforación, automatización y recuperación mejorada.
• Midstream: proveedores italianos para ductos, compresión y plantas modulares.
• LNG: ENI aporta ingeniería, financiamiento y acceso a compradores europeos.
• Servicios petroleros: oportunidades de joint ventures con pymes italianas.
• Transición energética: know-how en renovables, hidrógeno y eficiencia industrial.
• Mercados: certificaciones y estándares europeos que habilitan exportaciones de largo plazo.
Visión Runrún
Italia no viene por nostalgia ni por afinidad cultural: viene por energía. Y cuando una potencia industrial europea entra en Vaca Muerta, la cadena de valor completa se reconfigura. Desde el pozo hasta el LNG, desde la metalmecánica hasta la certificación ambiental, la presencia italiana puede acelerar inversiones, abrir mercados y elevar estándares. La diplomacia cultural quedó atrás; empieza la diplomacia energética. Y ahí, Argentina tiene algo que Europa necesita.
La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a encender las alarmas del mercado energético global. En las últimas horas, el Brent y el WTI treparon hasta US$117 por barril, los valores más altos desde 2022, impulsados por el cierre del Estrecho de Ormuz y la incertidumbre sobre la duración del conflicto.
Los futuros ya descuentan escenarios de hasta US$157, mientras que Qatar advirtió que el barril podría llegar a US$150 si la crisis se prolonga.
El estrecho es un punto crítico para el comercio mundial: por allí circula cerca del 20% del petróleo global y más del 25% del GNL. Con refinerías afectadas, rutas marítimas bloqueadas y tankers sin destino, la volatilidad domina los mercados. Asia ya siente el impacto con subas de hasta 70% en combustibles y petroquímicos, mientras China negocia con Irán para asegurar el flujo de crudo y GNL que representa casi la mitad de su matriz energética.
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En paralelo, el mercado del carbón también registró aumentos de hasta 15%, cerrando en US$135 por tonelada, lo que amplifica la presión sobre industrias intensivas en energía. La tensión se extiende a toda la cadena: desde petroquímicos hasta insumos para renovables, que dependen de metales y procesos vinculados al carbón y al petróleo.
Para Argentina, el impacto es directo. Analistas anticipan una suba superior al 15% en combustibles por el atraso de precios y la presión internacional. Además, un barril por encima de los US$120 mejora los ingresos por exportaciones de Vaca Muerta, pero también encarece insumos críticos para la industria y el transporte.
La visión de Runrún:
La crisis en Medio Oriente vuelve a mostrar que la energía es el corazón de la geopolítica global. Un barril en zona de US$120–150 redefine balances fiscales, altera flujos comerciales y acelera decisiones de inversión. Para Argentina, el desafío es doble: aprovechar el impulso exportador de Vaca Muerta y, a la vez, contener el impacto interno de un shock internacional que vuelve a poner al mundo en modo incertidumbre.
Los países del G7 abrieron la puerta a utilizar sus reservas estratégicas de petróleo para estabilizar el mercado, en medio de la escalada de precios provocada por la guerra en Medio Oriente y el riesgo de un cierre prolongado del estrecho de Ormuz.
Los ministros de Finanzas mantuvieron una videoconferencia en la que coincidieron en “adoptar todas las medidas necesarias” para contener la volatilidad de los hidrocarburos.
El ministro francés Roland Lescure, cuyo país preside el G7, explicó que se está analizando “de cerca cómo estabilizar los flujos y el mercado”, y admitió que el plan podría incluir la liberación coordinada de reservas estratégicas. Por ahora, no se registran problemas de aprovisionamiento de petróleo ni de gas en Europa o Estados Unidos, pero el temor es que un cierre duradero de Ormuz o daños mayores en refinerías del Golfo Pérsico tensionen aún más la oferta.
En las últimas horas, el Brent llegó a superar los US$119 por barril, con subas intradía de más del 30%, que se suman a un avance acumulado cercano al 20% en la semana. La preocupación central del G7 es que la combinación de precios altos y riesgo geopolítico termine trasladándose a inflación, costos logísticos y competitividad industrial en las principales economías desarrolladas.
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Los países miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), entre ellos todos los del G7, están obligados a mantener reservas equivalentes a al menos 90 días de importaciones para responder a situaciones excepcionales. Desde 1973, esas reservas se liberaron solo en cinco ocasiones, las dos últimas en 2022, durante la crisis energética derivada de la invasión rusa a Ucrania.
España, por ejemplo, cuenta con 96 días de reservas, combinando stock público y privado.
La tensión actual se explica por el rol crítico del estrecho de Ormuz, por donde circula alrededor de una quinta parte de los hidrocarburos que se consumen en el mundo, con destino mayoritario a Asia.
El cierre de facto por parte de Irán o la destrucción de infraestructura clave en el Golfo Pérsico son los escenarios que el mercado descuenta como riesgo y que el G7 intenta amortiguar con señales de coordinación.
Visión Runrún
La posible liberación de reservas estratégicas muestra que el mundo desarrollado no está dispuesto a dejar que la geopolítica defina en soledad el precio de la energía. El G7 usa una herramienta de “última instancia” para enviar un mensaje: hay capacidad de respuesta coordinada frente a shocks de oferta.
Para países productores emergentes como Argentina, este contexto combina oportunidad y desafío: Vaca Muerta gana relevancia como proveedor confiable, pero se mueve en un tablero donde las decisiones de las grandes potencias pueden moderar los picos de precios y exigir más competitividad estructural.
Río Negro logró revertir su declino petrolero y alcanzó en enero su mayor nivel de producción en cinco años, impulsada por el avance del shale en su porción de Vaca Muerta. La provincia produjo 23.536 barriles diarios, un salto que la posiciona como la segunda jurisdicción del país —después de Neuquén— en capitalizar el desarrollo no convencional.
El crecimiento se explica por la puesta en marcha de siete pozos shale operados por Phoenix Global Resources, liderada por el rionegrino Pablo Bizzotto y controlada por el grupo suizo Mercuria. Estos pozos aportaron 8.501 barriles diarios, equivalentes al 36% de toda la producción provincial. En términos simples: uno de cada tres barriles extraídos en Río Negro ya proviene del shale.
Tres pozos comenzaron a producir a fines de 2024 en el área Confluencia Norte, replicando el modelo neuquino de ramas horizontales extendidas. Luego se sumaron cuatro pozos adicionales hacia fines de 2025, con resultados aún más sólidos, consolidando la recuperación.
El contraste con la producción convencional es marcado: mientras el shale crece, el convencional cayó de 20.614 barriles diarios en 2021 a 13.939 en enero de 2026. El tight también retrocede. El repunte provincial se explica exclusivamente por la ventana petrolera de Vaca Muerta.
La provincia ya autorizó nuevos proyectos:
• Capex perforará un pozo shale en Cinco Saltos Norte.
• PAE avanzará con un pozo horizontal de 2.000 metros en Cinco Saltos Sur.
• PAE + TanGo Energy perforarán dos pozos adicionales en Loma Guadalosa.
A diferencia de Neuquén, donde el gas tiene un peso creciente, en Río Negro el desarrollo apunta casi exclusivamente al petróleo, por las características geológicas de la formación en esa zona. El desafío será sostener el ritmo de perforación para compensar el declino natural de los pozos shale, más acelerado que el convencional.
Visión Runrún
La recuperación de Río Negro confirma que Vaca Muerta dejó de ser un fenómeno exclusivamente neuquino y empieza a expandirse territorialmente. El shale se convierte en un motor regional capaz de revertir declinos estructurales y atraer inversión privada sostenida.
Para la Argentina, esto significa más producción, más exportaciones y más provincias integrándose a la matriz energética del futuro. La ventana petrolera rionegrina recién empieza y ya muestra que tiene escala para jugar en grande.
El sistema exportador de Vaca Muerta sumó un hito clave: Puerto Rosales superó los 100 buques petroleros cargados desde 2025, consolidándose como uno de los nodos logísticos más dinámicos del país. La operación número cien estuvo a cargo del Aqua Legacy, un Aframax de 250 metros que embarcó 111.600 m³ de crudo argentino con destino a refinerías de Richmond, en la costa oeste de Estados Unidos.
El dato sintetiza la transformación que vivió la terminal Rosa Negra, operada por Otamerica, desde su inauguración. En menos de dos años, pasó de ser un proyecto de ampliación portuaria a convertirse en una pieza central del sistema que permite que el shale argentino llegue a los mercados internacionales. La terminal ya opera con dos posiciones de amarre y avanza en la construcción de una tercera, lo que ampliará aún más su capacidad de carga.
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La infraestructura acompañó este salto: un muelle offshore a 2 kilómetros de la costa, tanques que elevan la capacidad de almacenamiento a 780.000 m³, y un sistema de bombeo que permite sostener un flujo continuo de exportación. Todo esto se integra con la red de Oldelval, que transporta el crudo desde la Cuenca Neuquina hasta la costa bonaerense.
El crecimiento de Puerto Rosales es un reflejo directo del aumento de la producción de shale oil en Vaca Muerta y del avance del sistema logístico que la sostiene. Los cargamentos ya salen hacia Estados Unidos, Europa y Asia, y la terminal se consolidó como un punto estratégico para la expansión exportadora del país.
Visión Runrún
El hito de los 100 buques no es un número: es una señal. Muestra que la Argentina empieza a jugar en el mercado global con infraestructura, escala y continuidad. Cuando un puerto que hace pocos años operaba de manera limitada se convierte en un hub exportador de clase mundial, queda claro que Vaca Muerta ya no es solo producción: es logística, inversión y presencia internacional. El país empieza a construir un sistema energético que genera divisas de manera sostenida.
Chubut formalizó un cambio profundo en las reglas del juego para el petróleo convencional: promulgó la Ley XVII N°164, que aprueba el acuerdo firmado con Nación y las operadoras para eliminar o reducir retenciones a la exportación, a cambio de una condición central: las empresas deberán reinvertir los ingresos adicionales en los yacimientos de la provincia.
El esquema se articula con el Decreto 59/2026, que flexibilizó los derechos de exportación para el crudo convencional. Pero el beneficio no es automático: cada operadora deberá destinar los recursos incrementales a exploración, desarrollo y explotación, con foco en áreas maduras, marginales o en declino, un punto crítico para la cuenca del Golfo San Jorge.
La ley habilita al Ministerio de Hidrocarburos provincial a definir montos, metodologías y compromisos específicos por concesión, y permite firmar acuerdos individuales con cada empresa según la realidad productiva de cada bloque. También establece un régimen de sanciones en caso de incumplimiento, bajo la Ley XVII N°102.
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El acuerdo tendrá una vigencia inicial de dos años, con posibilidad de prórroga por otros dos. En paralelo, el Ejecutivo provincial deberá reglamentar en un plazo máximo de 60 días el mecanismo para calcular las inversiones adicionales que deberán realizar las operadoras.
La norma fue sancionada por la Legislatura el 2 de marzo y promulgada por el gobernador Ignacio Torres mediante el decreto 235, publicado el 9 de marzo en el Boletín Oficial.
Visión Runrún
Chubut decidió mover el tablero: si el convencional está en declino, la respuesta no es resignarse, sino alinear incentivos. Eliminar retenciones sin pedir nada a cambio sería un subsidio; hacerlo exigiendo reinversión es una política productiva. El acuerdo obliga a las operadoras a volver a poner plata en el subsuelo, en los equipos y en las áreas maduras.
Es un mensaje claro: la exportación es bienvenida, pero tiene que dejar algo más que divisas. Es una señal de que las provincias petroleras empiezan a construir sus propios marcos de desarrollo.
El ministro de Economía, Luis Caputo, volvió a instalar la narrativa de un nuevo ciclo exportador basado en energía y minería, al asegurar que la minería será “otro boom impresionante” para la economía argentina. Lo dijo en el 7° Foro de Inversiones y Negocios en Mendoza, donde destacó que el país atraviesa “la primera vez con orden macro por decisión política” y que ya hay US$ 25.000 millones en proyectos aprobados y otros US$ 42.000 millones en evaluación, principalmente bajo el RIGI.
Caputo proyectó que la balanza energética y minera podría alcanzar US$ 75.000 millones en 2035, más de dos veces y media el aporte actual del agro. Según el ministro, el crecimiento se apoyará en Vaca Muerta, en los grandes proyectos de cobre y litio, y en la llegada de inversiones intensivas en capital que ya muestran un “ratio de aprobación casi del 100%” dentro del régimen.
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En paralelo, la escalada del conflicto en Medio Oriente llevó el barril de petróleo a US$ 100, lo que genera un impacto inmediato en la macro argentina. Cada suba de US$ 10 en el precio del crudo puede aportar entre US$ 1.300 y US$ 3.000 millones adicionales en exportaciones energéticas. Con estos valores, las ventas externas de petróleo podrían pasar de US$ 6.400 millones en 2025 a US$ 9.400 millones, según estimaciones privadas.
El economista energético Daniel Dreizzen proyecta que, con un Brent sostenido en tres dígitos, la balanza energética podría cerrar el año con un superávit de US$ 12.300 millones, unos US$ 4.400 millones más que el año anterior.
Caputo, sin embargo, rechazó que el shock externo vaya a trasladarse al dólar o a la inflación local, y aseguró que la macro “está sólida” y que el Banco Central continúa comprando divisas incluso en este contexto.
Visión Runrún
El Gobierno está construyendo un relato económico donde energía + minería reemplazan al agro como motor de divisas. La suba del petróleo le da aire inmediato a la macro, mientras el RIGI promete inversiones de largo plazo. Pero el escenario es dual: más dólares por exportaciones, sí; pero también más presión inflacionaria y un mundo en tensión.
El boom que proyecta Caputo depende tanto de la geopolítica como de la capacidad del país para sostener reglas estables y convertir promesas en producción real.
La séptima edición del Foro de Inversiones & Negocios reunió en Mendoza a más de 1.500 empresarios, inversores y funcionarios, consolidándose como uno de los encuentros de negocios más relevantes del país.
Bajo el lema “Nuevo tiempo para confiar y crecer”, el evento fue inaugurado por el gobernador Alfredo Cornejo y el ministro de Economía, Luis Caputo, en un contexto donde la atracción de capitales es prioridad política y económica.
Durante dos jornadas, el Hotel Hilton Mendoza fue escenario de paneles sobre macro y microeconomía, energía, petróleo, minería, innovación, logística, agroindustria y tecnología, además de mesas sectoriales que funcionaron como espacios de vinculación directa entre inversores y empresas.
El Gobierno provincial y el Consejo Empresario Mendocino (CEM) destacaron que el objetivo central fue generar oportunidades concretas de inversión y fortalecer la red empresarial de la región.
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El ministro de Producción, Rodolfo Vargas Arizu, subrayó que “cada vez hay más interés en invertir en Mendoza”, especialmente en desarrollos agrícolas, ganaderos y mineros. Aseguró que los inversores perciben “seguridad jurídica y estabilidad”, dos atributos que la provincia busca instalar como diferencial competitivo.
Las mesas de inversiones fueron uno de los espacios más concurridos, con temáticas que abarcaron desde software y servicios tecnológicos hasta petróleo, minería, logística, salud, aeroespacial, real estate, energías y turismo. El subsecretario de Industria, Comercio y Logística, Alberto Marengo, destacó que “la gente se va muy contenta” y que el nivel de participación “levanta la vara para la próxima edición”.
El foro también incluyó Innova Invest, donde once fondos de inversión evaluaron proyectos locales de alto potencial y analizaron oportunidades de financiamiento para emprendimientos mendocinos.
Visión Runrún
El Foro de Inversiones no fue solo un evento: fue una demostración de fuerza del ecosistema empresario mendocino. En un país donde la macro se mueve entre tensiones externas y reformas internas, Mendoza eligió enviar un mensaje claro: hay clima de negocios, hay proyectos y hay capital dispuesto a escuchar.
La provincia se posiciona como un territorio donde la palabra “inversión” no es un slogan, sino una agenda concreta. Y en un momento donde la confianza es un activo escaso, reunir a 1.500 actores del sector privado es, en sí mismo, un gesto político.
Shell Argentina formalizó su incorporación como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), la plataforma educativa creada por la industria para formar el talento técnico que demandará la expansión del no convencional. La adhesión coloca a la compañía dentro de un esquema colaborativo que ya integran YPF, TotalEnergies, Vista, Chevron y Pluspetrol, junto a más de 20 empresas de servicios.
Del acto participaron Germán Burmeister (Shell Argentina, Chile y Uruguay), Horacio Marín (YPF) y Lisandro Deleonardis (IVM). La llegada de Shell refuerza el peso institucional de un proyecto que apunta a resolver uno de los desafíos más críticos del sector: la disponibilidad de mano de obra calificada, con formación específica y estándares alineados a la operación real de Vaca Muerta.
El IVM brindará capacitación técnica gratuita, con certificación del Consejo Provincial de Educación de Neuquén. Su inauguración será el 16 de marzo en el Polo Tecnológico de Neuquén, donde funcionarán simuladores, laboratorios y talleres equipados con tecnología de última generación. Una segunda sede en Río Neuquén contará con un pozo escuela para prácticas de campo.
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Para Shell, la formación de talento es un componente estratégico. “La educación y la formación de talentos son pilares fundamentales para el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Burmeister. La visión coincide con la de YPF, que impulsa un modelo de capacitación colaborativa para sostener la productividad, la eficiencia y la seguridad en operaciones cada vez más complejas.
La red del IVM incluye a Halliburton, San Antonio, DLS Archer, Calfrac, PECOM, Clear, Duralitte, NOV, SIAM y otras compañías clave de la cadena de valor. El objetivo es acelerar la formación de perfiles técnicos preparados para incorporarse rápidamente a la actividad, en un contexto donde la demanda laboral crece al ritmo de nuevos proyectos, más equipos y mayor infraestructura.
Visión Runrún
La incorporación de Shell al Instituto Vaca Muerta consolida un movimiento estratégico de toda la industria: profesionalizar el capital humano para sostener la curva de crecimiento del shale. La formación técnica deja de ser un complemento y pasa a ser infraestructura esencial, al mismo nivel que ductos, plantas y equipos. El IVM es la apuesta colectiva para que Vaca Muerta pueda competir globalmente con productividad, seguridad y talento propio.
La empresa Alberta realizará el 17 de marzo en Buenos Aires la primera edición de Vaca Muerta Experience, un encuentro orientado a inversores interesados en proyectos inmobiliarios vinculados al desarrollo energético de la cuenca.
El evento se hará desde las 16 en el SUM Terraza de Avenida Corrientes 420 y reunirá a inversores individuales e institucionales en una ronda de negocios enfocada en oportunidades asociadas al crecimiento de la actividad hidrocarburífera.
El eje central será la presentación de Añelo Boulevard, un desarrollo urbano pensado para cubrir la demanda corporativa que generan las operaciones petroleras. El proyecto se ubicará en Añelo, considerado el principal centro operativo de Vaca Muerta, y abarcará 20 hectáreas divididas en 16 manzanas. Incluirá 1.128 unidades funcionales destinadas al alojamiento de trabajadores y equipos vinculados a la industria energética.
Según el plan presentado por Alberta, el complejo tendrá capacidad para 3.773 camas, orientadas principalmente a operadoras petroleras y empresas de servicios. Durante el encuentro, los asistentes podrán evaluar oportunidades de participación como inversores dentro del desarrollo inmobiliario.
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El CEO de Alberta, Federico Kreplak, explicó que el evento fue diseñado para quienes buscan involucrarse en el crecimiento de uno de los polos de inversión más relevantes del país. La jornada incluirá presentaciones de oportunidades concretas, además de espacios de networking entre empresas, inversores y actores del sector energético.
La propuesta también busca conectar a inversores que ya participan en Vaca Muerta con aquellos interesados en ingresar al negocio inmobiliario vinculado a la actividad petrolera. En los últimos años, Alberta desarrolló distintos proyectos de infraestructura logística en la región, entre ellos parques logísticos en Neuquén, Añelo y Fernández Oro, destinados al almacenamiento, tránsito pesado y manejo de cargas.
La firma también informó el desarrollo de un software de gestión hotelera y la creación de una unidad de seguridad privada habilitada en la provincia para brindar servicios de vigilancia y monitoreo en complejos habitacionales e industriales.
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A estos servicios se suman propuestas de facility management, mantenimiento y limpieza orientadas a la operación de instalaciones vinculadas al sector energético.
En paralelo, Alberta participa en obras vinculadas al transporte de gas producido en Vaca Muerta. Junto a IDERO, la compañía fue adjudicada para construir y equipar obradores en General Acha, Doblas y Chacharramendi, localidades asociadas al sistema de transporte operado por Transportadora de Gas del Sur (TGS).
Tesis Runrún
Vaca Muerta empieza a generar su propio ecosistema de inversión fuera de Neuquén. El Experience del 17 de marzo busca ampliar la base de capital para proyectos urbanos y logísticos que hoy corren detrás del ritmo de producción. Añelo necesita infraestructura para sostener la próxima fase del shale, y el mercado inmobiliario se convierte en un actor clave para esa expansión.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, participó en Nueva York de la ceremonia de apertura del Nasdaq MarketSite en Times Square, uno de los actos más emblemáticos del sistema financiero internacional. La actividad se realizó en el marco de la Argentina Week, una agenda institucional que reúne a autoridades públicas, gobernadores, inversores y representantes del sector financiero con el objetivo de fortalecer vínculos con los mercados de capitales y promover oportunidades de inversión.
Latorre formó parte del tradicional toque de campana del Nasdaq, ceremonia que marca oficialmente el inicio de la jornada bursátil a las 9.30 de la mañana (hora del este de Estados Unidos). La ministra estuvo acompañada por el CEO de Impulsa Mendoza, Sebastián Piña, y por el presidente de BYMA (Bolsas y Mercados Argentinos), Claudio Zuchovick, y el CEO, Gonzalo Pascual Merlo, en una actividad que suele contar con la participación de ejecutivos de empresas, líderes institucionales y representantes del ecosistema financiero global.
La presencia de Mendoza en este evento se enmarca en la estrategia provincial de posicionamiento internacional y promoción de inversiones, particularmente en sectores vinculados a la energía, la minería y el desarrollo de infraestructura.
Tras la ceremonia de apertura, la ministra mantuvo un encuentro de trabajo con autoridades de Nasdaq. “Estuvimos en la apertura de Nasdaq y luego mantuvimos una reunión con Jameel Johnson, vicepresidente, y Edward S. Knight, vicepresidente ejecutivo adjunto de Nasdaq”, explicó Latorre.
Durante el intercambio se abordó la relación estratégica entre el sector tecnológico global y el desarrollo de proyectos vinculados a los recursos naturales y la transición energética.
“Los principales clientes de Nasdaq son las empresas tecnológicas, y los principales consumidores de la minería son las empresas tecnológicas. Entonces estuvimos conversando sobre cómo construir el ecosistema necesario para que se desarrollen las inversiones que permitan impulsar proyectos de minería y de energía, que son fundamentales para el crecimiento y la expansión de las empresas tecnológicas en el mundo”, señaló la ministra y destacó que Nasdaq “ofrece oportunidades de financiamiento para la actividad minera”.
La delegación mendocina, que acompaña al Gobernador Alfredo Cornejo, prevé presentar a potenciales inversores distintas iniciativas vinculadas a sectores estratégicos de la economía provincial, que requieren importantes niveles de financiamiento internacional para su desarrollo. La agenda incluye encuentros con representantes de fondos de inversión, bancos y operadores del mercado financiero interesados en proyectos de energía, minería, infraestructura y transición energética.
El Nasdaq (National Association of Securities Dealers Automated Quotation) es la segunda bolsa de valores electrónica más grande de Estados Unidos, detrás de la Bolsa de Nueva York. Se caracteriza por su fuerte vinculación con compañías tecnológicas y sectores de innovación, y reúne más de 3.800 empresas que cotizan en su plataforma. Entre sus principales índices se encuentran el Nasdaq Composite y el Nasdaq-100, que agrupan a algunas de las compañías más influyentes del ecosistema tecnológico global.
El Gobierno de Río Negro continúa promoviendo instancias de participación ciudadana en el marco de proyectos estratégicos para el desarrollo provincial. En ese contexto, la comunidad de Cerro Policía se prepara para la Audiencia Pública del Proyecto Parque Eólico Cerro Policía de 300 MW, que se realizará el próximo 19 de marzo.
La audiencia se desarrollará en la Escuela N°193 “José Sabino Rojas” de la localidad y forma parte del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental que lleva adelante la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático. Su objetivo es poner a disposición de la ciudadanía toda la información del proyecto y permitir que vecinos, organizaciones e instituciones puedan realizar observaciones, aportes y opiniones antes de la toma de decisiones por parte de la autoridad ambiental.
En las semanas previas se desarrollaron instancias informativas en territorio. En estos encuentros participaron equipos técnicos provinciales, representantes de la empresa proponente y autoridades locales, generando un espacio de diálogo directo con la comunidad.
El proyecto propone generar energía eléctrica a partir del viento, incorporando 300 MW de energía renovable al sistema eléctrico nacional y contribuyendo a diversificar la matriz energética. La iniciativa se ubica en el departamento El Cuy, y contempla la actualización del Estudio de Impacto Ambiental para evaluar los efectos ambientales y sociales asociados a nuevas tecnologías de aerogeneradores.
Este proceso forma parte de la política provincial orientada a impulsar inversiones energéticas con evaluación ambiental rigurosa, participación ciudadana y reglas claras para el desarrollo. En esa línea, el Gobernador Alberto Weretilneck impulsa una agenda que busca consolidar a Río Negro como protagonista de la nueva etapa productiva vinculada a la energía y al desarrollo económico sostenible.
Las personas interesadas en participar como expositoras o conocer el proyecto pueden inscribirse y acceder a la documentación completa en el sitio web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro, donde se encuentra publicado el Estudio de Impacto Ambiental y la información del proceso de Audiencia Pública.
La audiencia pública constituye una herramienta central para garantizar transparencia en la evaluación de los proyectos y para que la comunidad pueda expresar su mirada sobre iniciativas que impactan en el futuro productivo de la provincia.
El Grupo Gilinski concretó la compra de un 20% de las acciones de la petrolera GeoPark, en una operación valorada en 107 millones de dólares. La adquisición incluye la compra de 12.876.053 acciones ordinarias a un precio unitario de 8,31 dólares, lo que le permitió al conglomerado obtener además dos sillas dentro del directorio de nueve miembros de la empresa.
La transacción se realizó a través de Colden Investments S.A., filial del Grupo Gilinski, bajo un acuerdo que impide la venta de estas acciones durante los próximos 18 meses. Sin embargo, se prevé la posibilidad de que el grupo aumente su participación hasta un 32% en el plazo de un año, siempre que cuente con la aprobación del directorio.
El Grupo Gilinski destacó que GeoPark presenta oportunidades para expandir sus adquisiciones y participar en nuevos bloques de exploración en Colombia. Además, valoró la presencia de la petrolera en la formación de Vaca Muerta, en Argentina, y consideró que la situación actual en Venezuela podría abrir nuevas posibilidades para la compañía.
Por su parte, GeoPark, que recientemente compró la totalidad de los activos colombianos de la petrolera canadiense Frontera Energy por 375 millones de dólares, afirmó que la inversión recibida fortalecerá su capacidad para realizar futuras fusiones y adquisiciones. Asimismo, permitirá financiar desarrollos orgánicos de alto retorno en Colombia y Argentina, además de respaldar la solidez financiera de la empresa.
Felipe Bayon, CEO de GeoPark, destacó la incorporación del Grupo Gilinski: “Su inversión reconoce la fortaleza de nuestra plataforma en Colombia y el potencial de crecimiento incorporado en nuestra estrategia de desarrollo en Argentina”.
El mundo que conocíamos, sostenido por la ilusión de una energía barata y globalizada, acaba de fracturarse. Mientras lees esto, el mapa geopolítico se está redibujando en las aguas del Estrecho de Ormuz. No estamos ante un simple hipo en los mercados; estamos presenciando el nacimiento de una era donde la energía no solo es poder, sino un arma de supervivencia.
Con el precio del crudo Brent coqueteando con los tres dígitos y el gas natural duplicando su valor en semanas, la pregunta ya no es cuánto subirá la nafta, sino qué países lograrán mantener sus luces encendidas y sus industrias a flote.
El “Tapón” del Mundo: El Factor Ormuz
La gran diferencia entre este conflicto y los roces previos en Medio Oriente es la amenaza directa sobre el Estrecho de Ormuz. Este estrecho es el conducto por donde circula aproximadamente el 20% del petróleo y el 25% del Gas Natural Licuado (GNL) global, y cualquier fricción ahí se traduce instantáneamente en pánico en los mercados de Londres y Nueva York.
El mercado no teme a los precios altos, teme a la incertidumbre de suministro. Si el Estrecho de Ormuz se cierra de forma prolongada, los analistas más conservadores ya no descartan un Brent superando los u$s120.El ataque a infraestructuras en Qatar y la falta de seguros marítimos han dejado a más de 150 buques tanque en un “limbo” logístico, disparando los costos de fletes y las primas de riesgo de guerra de manera exponencial. La resiliencia de la economía global está a prueba. A diferencia de 1973, hoy tenemos más renovables, pero nuestra base industrial y el transporte pesado siguen siendo rehenes de los hidrocarburos.
El salto en los precios del petróleo: datos crudos
El efecto dominó: inflación y hambre
El impacto trasciende las estaciones de servicio y golpea tres pilares de la economía mundial:
El “Shock” Inflacionario
Los bancos centrales, que a principios de año se preparaban para relajar la política monetaria, ahora están en alerta máxima. Por cada $10 que sube de forma permanente el barril de petróleo, la inflación en las economías avanzadas tiende a subir entre un 0.5% y 0.7%. Esto significa que las tasas de interés se mantendrán “altas por más tiempo”, frenando el crecimiento global.
El Dilema de la Seguridad Alimentaria
No hay que olvidar que el gas es el insumo principal para producir urea y fertilizantes. El salto del 100% en el precio del gas impactará directamente en los costos de la siembra, lo que se traducirá en alimentos más caros en los próximos 6 a 12 meses.
Ganadores y Perdedores Geográficos
Importadores Netos (Europa y Asia): Europa está en una posición delicada. Con niveles de almacenamiento de gas más bajos que en 2025, la dependencia del GNL de Medio Oriente la vuelve extremadamente vulnerable a cortes de suministro.
Productores (América): Países como Argentina (con Vaca Muerta), Brasil y Estados Unidos ven una ventana de oportunidad para exportar a precios récord, pero este beneficio se ve opacado por el aumento de los costos de importación de combustibles refinados y la inflación interna.
Vaca Muerta: el “puerto seguro” del hemisferio
Para Argentina, este conflicto en Medio Oriente actúa como un acelerador de partículas para Vaca Muerta. Con el Brent rozando los u$s100, el shale argentino no solo es rentable, es una necesidad global.
La crisis en el Estrecho de Ormuz ha modificado los fundamentos financieros de los proyectos en la cuenca neuquina, y modificado el tablero:
Rentabilidad disparada: El “break-even” (punto de equilibrio) de Vaca Muerta se sitúa hoy por debajo de los $40 el barril. Con precios de u$s90+, el retorno de inversión se acelera de 5 a 3 años.
Imán de capitales: Los fondos de inversión están retirando capital de proyectos en zonas de conflicto (como el Mediterráneo Oriental o el Golfo Pérsico) para colocarlos en cuencas de bajo riesgo geopolítico. Argentina, a pesar de su macroeconomía, hoy se ve como un “Oasis de Estabilidad” en términos de seguridad física de la infraestructura.
El GNL como prioridad nacional: La urgencia de Europa por reemplazar el gas qatarí bloqueado en Ormuz ha puesto los proyectos de las plantas de licuefacción (GNL) en la costa argentina en “vía rápida”. Se espera que los anuncios de inversión para la segunda etapa de las plantas superen los u$s15.000 millones antes de fin de año.
Servicios al límite: No todo es color de rosa. Con una proyección de crecimiento del 40% para este año, para suplir la falta de energía global, las empresas de servicios (fractura, perforación y logística minera) están operando al 100% de su capacidad.
Jugadores Dominantes: Empresas grandes como YPF o PAE están en una posición de fortaleza para absorber áreas de compañías más pequeñas que carecen del capital necesario para perforar al ritmo exigido por la demanda mundial.
Precios de los combustibles: El aumento del petróleo global presiona los precios internos de los combustibles. El desafío del gobierno será no “ahogar” a las petroleras con techos de precios mientras intenta frenar la inflación.
Europa: supervivencia vs. soberanía
Europa está viviendo su segundo “invierno de descontento” energético en menos de cinco años. La crisis de 2022 fue por Rusia; la de 2026 es por el colapso logístico en Medio Oriente.
Europa cometió el error de cambiar la dependencia del gas ruso por la del GNL de Medio Oriente y de EEUU. Pero con el Estrecho de Ormuz bajo fuego, el 25% de su suministro de gas desapareció de la noche a la mañana.
La guerra ha forzado a Europa a jugar a dos bandas para evitar el colapso:
Corto plazo: Reactivación de plantas de carbón (Alemania y Polonia) y subsidios masivos para frenar facturas de luz que ya son un 300% más caras que el marzo 2025.
Largo plazo: Aceleración de la meta renovable 2030 para el 2028 y financiamiento récord para la economía del hidrógeno verde.
Estamos ante el fin de la era del “energía barata y globalizada”. El 2026 marcará el año en que el mundo se dividió en bloques energéticos regionales. Argentina tiene la oportunidad histórica de ser el proveedor clave del bloque occidental, siempre que la infraestructura (gasoductos y puertos) esté a la altura del desafío.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, minimizó el impacto global del encarecimiento del precio del petróleo. El mandatario no reparó en los temores por la continuidad del conflicto en Medio Oriente, que no parece tener un fin cercano,
En su red Truth Social, el líder republicano escribió que los precios del petróleo son “un precio muy bajo a pagar por la seguridad y la paz de Estados Unidos y del mundo”. “Caerán rápidamente cuando termine la destrucción de la amenaza nuclear iraní”, aseguró el mandatario norteamericano.
Sin embargo, un portavoz del gobierno de Irán, luego de condenar los ataques a pozos petroleros de su país, advirtió con contramedidas similares.
“Y si pueden soportar que los precios del petróleo superen los 200 dólares por barril, entonces continúen con este juego”, advirtió.
Durante una entrevista con ABC News el domingo, Trump también reconoció que la subida del petróleo “es un pequeño fallo” en el contexto de los ataques militares que terminaron en la muerte del Ayatolá Alí Jamenei y que actualmente también se dirigen a instalaciones petroleras iraníes.
“Tuvimos que tomar este desvío. Sabía exactamente lo que iba a pasar”, aseguró, según consigna EFE, quien también destacó las declaraciones del secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, donde en CNN afirmó que no tienen planes de atacar la industria energética de Irán, distanciándose de los ataques de Israel sobre depósitos locales de combustibles.
El titular de YPF, Horacio Martín, prometió que la empresa estatal, que maneja el 50% de la ventas en el país “no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y estamos honrando nuestro compromiso honesto con los consumidores”.
“Trabajamos con una estrategia de micropricing (estrategia de precios variables) para ir analizando los precios día a día, semana a semana” por el cual “podremos atenuar picos de aumento y bajas dando mayor previsibilidad a los consumidores, teniendo un precio más estable”, dijo Martín a través de la red X.
Y advirtió que “la volatilidad y la incertidumbre no genera valor real sino especulación de corto plazo y nosotros buscamos ser confiables en el tiempo”.
COMPROMISO HONESTO CON LOS CONSUMIDORES
Entiendo la incertidumbre que genera la volatilidad del precio internacional del petróleo, por eso creo importante reafirmar nuestra posición.@YPFoficial no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y… pic.twitter.com/tS0ZkG9uoM
Después de tocar temprano un pico de US$ 120 –el valor más alto en los últimos cuatro años, desde la invasión de Rusia a Ucrania en 2022–, la cotización del crudo bajóaUS$ 101,48 este lunes a la mañana en el Brent, indicador de Europa que se usa como referencia en la Argentina, junto con el WTI, de Texas, para determinar los precios locales.
La inflación en la Ciudad de Buenos Aires fue de 2,6%, durante febrero según informó este lunes el Instituto de Estadística y Censos porteño (Idecba), y con esa cifra el Índice de Precios al Consumidor (IPC) de CABA acumuló una suba del 5,7% en el primer bimestre de 2026 y una variación interanual del 32,4%.
A pesar de que Vaca Muerta es la segunda formación shale con más gas natural en su interior en el mundo, la combinación de los incidentes bélicos en Medio Oriente con los cambios de reglas del mercado del gas en Argentina, ponen a la seguridad del suministro para el pico del próximo invierno en un escenario de incertidumbre.
Al respecto, el CEO de SAESA, Juan Bosch, aseguró en diálogo con RIO NEGRO RADIO que, de cara a garantizar que no habrá cortes de gas en este invierno, «es algo poco alentador que en 2026 digamos esto, pero va a depender de la meteorología».
Esto se debe a que si bien la disparada del precio del petróleo, que ayer lunes perferó el techo de los 100 dólares es lo que captura la atención, el mercado global del gas natural licuado (GNL) se ha visto aún más afectado, no solo por el cierre del Estrecho de Ormuz, por el que pasaba el 20% del GNL del mundo, sino porque uno de los mayores productores de GNL del mundo como es Qatar debió frenar su producción al no poder transportarla.
Desde el inicio de los ataques, la cotización en el mercado TTF se disparó cerca de un 60%, y de momento las proyecciones indican que podría llegar a los 20 dólares por MBTU, una suba del 100% justo para la temporada en la que Argentina deberá importar, pero además con un cambio en la forma de importación local que aún no está definido.
«El tema es que en GNL no hay tanta opción de proveedor a diferencia de lo que ocurre en petróleo. Entonces su prcio dependerá en gran medida de cuán pronto finalice este conflicto y a la eventual reanudación de la planta de GNL de Qatar, que representa un quinto de la producción mundial y además la liberación de las rutas», indicó Bosch pero explicó que «en cualquier caso, aún no estamos ni en situación de ponernos a comprar. Hay que ver primero quién va a ser el responsable de comprar y a partir de ahí ver cómo está la coyuntura internacional en ese momento, que va a ser recién a fines de abril».
Indefiniciones en el mercado interno
Según explicó, la previsión que desde el gobierno nacional se había hecho para este año es de una necesidad de 20 cargamentos de GNL para este invierno, un poco menos que los 27 importados el año pasado.
Pero Bosch detalló que si ya es de por sí complejo el escenario de precios y proveedores, hay dos factores de indefinición más puertas adentro de Argentina: la reforma de las rutas de transporte dentro del país y la definción de la empresa privada que por primera vez desde 2008 reemplazará a la estatal Enarsa en la importación del GNL.
Bosch detalló que actualmente «se están definiendo en el mercado las rutas de transporte. En el transporte de gas en Argentina, Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS) tienen asignado a distintos tipos de usuario y fueron asignados teniendo en cuenta cómo se producía gas en Argentina. Concretamente, la Cuenca Norte aportaba unos 20 a 24 millones de metros cúbicos hace unos cuantos años y hoy no aporta prácticamente nada, aporta 2,5 millones de metros cúbicos. Entonces, se está rerruteando el gas, por decirlo de alguna manera. Y esa reasignación hace que los que no tenían transporte ahora tengan que buscar alguna solución».
El titular de SAESA explicó que «es muy importante asegurarse el abastecimiento de gas y de transporte y se están realizando todas las negociaciones de contrato de que tradicionalmente ocurrían entre abril y mayo para comenzar el primero de mayo, pero ahora están dándose anticipadamente».
Se requieren 20 cargamentos, pero no hay aún importador
Y justo a esto se da la indefinición del cargador privado que reemplazará a la estatal Enarsa en la importación del GNL necesario para cubrir el pico invernal. En este punto, Bosch marcó que «recién a fines de abril se va a saber el cargador», por el plazo de la licitación que recién lanzó Nación el lunes pasado.
Ante lo cual, consultado sobre las garantías que tiene el país de no volver a sufrir un corte de servicio de gas como sucedió el año pasado con las estaciones de servicio de GNC, reconoció que «es algo poco alentador que en el 2026 digamos que esto depende de la meteorología, pero es importante tener presente dos elementos. Primero, que muchos años de desinversión y de financiamiento del sector no es tan fácil de solucionarlo. Todavía falta mucha construcción de gasoductos, no solo a nivel troncal, sino también a nivel distribución. Y segundo está el desafío cultural. Hay una cultura en muchos hogares de no cuidado de este recurso que es un recurso escaso porque no lo hemos pagado a lo que valía».
Felipe Bayon, CEO de GeoPark; con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
GeoPark, la compañía independiente de petróleo y gas, anunció que se sumará al Programa Provincial de Becas “Gregorio Álvarez” con un aporte de US$ 250.000, en un encuentro con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
La compañía señaló que la contribución se enmarca en su estrategia de inversión social y en su visión de desarrollo de largo plazo en la provincia. Según informó, el objetivo es acompañar la iniciativa educativa del Gobierno neuquino y contribuir al fortalecimiento del capital humano en el territorio.
Aporte al programa de becas
“Producir energía de manera responsable es el punto de partida. El desafío real es que ese desarrollo deje capacidades instaladas en el territorio. En Neuquén, el talento local es un activo estratégico. Invertir en educación es fortalecer la competitividad de sus habitantes y darle sustentabilidad al desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Felipe Bayon, CEO de la empresa.
Desde la compañía indicaron que el aporte forma parte de un esquema más amplio orientado a promover mejores condiciones de vida en las comunidades donde opera, con foco en el acceso a la educación como herramienta de movilidad social y desarrollo productivo.
Crecimiento de Vaca Muerta
En ese sentido, destacaron que el crecimiento de Vaca Muerta implica una creciente demanda de talento y capacidades técnicas, por lo que ampliar oportunidades educativas también contribuye a consolidar un ecosistema competitivo y sostenible en la provincia.
GeoPark recordó además su trayectoria regional en programas vinculados a la educación. Desde 2014 impulsa el Programa de Becas Universitarias para Mujeres en Ciencias e Ingenierías en distintos países de América Latina. En Colombia, donde opera desde hace más de 14 años, mantiene un convenio con la Universidad Nacional Abierta y a Distancia (UNAD), que permite a jóvenes del departamento de Casanare cursar estudios profesionales.
Con su incorporación al programa “Gregorio Álvarez”, la empresa inicia una etapa de articulación con el Gobierno provincial orientada a integrar inversión, empleo y formación como ejes de su estrategia de crecimiento en Neuquén.
Un ataque atribuido a Irán impactó este lunes en la principal refinería de Baréin y provocó un incendio en el complejo petrolero de Al-Ma’ameer, el corazón de la industria energética del pequeño reino del Golfo.
El ataque alcanzó instalaciones operadas por la petrolera estatal Bapco Energies y generó daños materiales en la planta, aunque las autoridades informaron que no se registraron víctimas mientras los equipos de emergencia trabajaban para controlar el fuego.
Tras el impacto, la compañía anunció la activación de la cláusula de fuerza mayor en sus envíos de petróleo, una medida que le permite suspender compromisos comerciales debido a un evento extraordinario fuera de su control.
La refinería atacada es la única del país y uno de los activos estratégicos de Baréin. El complejo, ubicado en la zona industrial de Al-Ma’ameer, fue modernizado recientemente para elevar su capacidad de procesamiento a unos 380.000 barriles diarios y aumentar la producción de combustibles refinados.
A pesar del daño en las instalaciones, la empresa aseguró que el suministro de combustibles para el mercado interno continuará garantizado gracias a planes de contingencia ya establecidos.
El episodio se produce en medio de una escalada militar en Medio Oriente que comenzó a fines de febrero y que ya tiene impacto directo sobre la infraestructura energética de la región. En los últimos días, instalaciones petroleras y gasíferas en distintos países del Golfo también fueron alcanzadas por ataques con misiles y drones.
La ofensiva sobre activos energéticos clave empieza a generar inquietud en los mercados internacionales. Con interrupciones en producción y exportaciones en varios países de la región, los analistas advierten que el conflicto podría trasladar rápidamente la tensión geopolítica al mercado global del petróleo.
Baréin, un archipiélago de apenas 33 islas y unos 1,6 millones de habitantes, es uno de los productores más pequeños del Golfo, pero su infraestructura energética tiene un valor estratégico dentro de las rutas petroleras de la región. El ataque a su principal refinería vuelve a poner en evidencia la vulnerabilidad de ese sistema frente a la escalada del conflicto.
El concepto de «última milla» suele asociarse a la logística física, pero en el sector de los servicios públicos, representa la frontera crítica donde la distribución de energía, gas y agua se encuentra con el consumidor. Gustavo Casaforte, fundador y CEO de Widergy, define este espacio como el núcleo de una transformación necesaria para la cual desarrolla soluciones de Internet de las Cosas y software para evolucionar la manera en que las organizaciones gestionan y consumen servicios públicos.
La suite de soluciones ya opera en 30 compañías a través de siete mercados regionales, explica el directivo al reseñar que «la propuesta de valor se centra en una plataforma unicanal de experiencia digital que actúa como el vehículo para todo contacto con el cliente. A diferencia de soluciones genéricas de atención, esta tecnología está diseñada específicamente para el lenguaje energético».
«Esta plataforma está focalizada en la experiencia de consumidores energéticos; no es lo mismo mandar una factura que explicársela de manera personalizada a un cliente que tiene un medidor inteligente, dándole proyecciones y estadísticas para que le saque valor a la información», señaló Casaforte en diálogo con EconoJournal.
El modelo de implementación que proponen es híbrido, combinando una base estándar de más de 300 funcionalidades con una capa de personalización profunda. Esto permite que cada empresa de servicios potencie su propia marca digital sobre activos tecnológicos ya probados. Según el CEO, «el objetivo es llevar el modelo fintech a las utilities, y que los proveedores de servicios energéticos se vean como fintech en lo que es su relación y experiencia digital con los consumidores».
Digitalización de servicios en la Argentina
En términos de madurez tecnológica, el directivo destacó que la Argentina lidera la región en evolución digital dentro del sector, aunque el desafío es dejar de compararse con pares de la misma industria para mirar a referentes de las telecomunicaciones, los medios de pago o la banca privada. Esta visión responde a que más del 50% de la base de clientes en Argentina son millennials y centennials que exigen inmediatez y autogestión, lo que Casaforte denomina el concepto de One Stop Shop.
«El cambio es empezar a ver al cliente desde el cliente. Si mañana un usuario necesita carga eléctrica, un nuevo plan tarifario o un sistema de energía distribuida, debe encontrarlo todo bajo un mismo paraguas digital», afirmó. Esta integración busca reducir la fricción en industrias que tradicionalmente operaron en «silos tecnológicos», donde cada unidad de negocio le habla al usuario de forma fragmentada, aumentando los costos y la insatisfacción.
Gustavo Casaforte, fundador y CEO de Widergy.
La eficiencia operativa es el otro gran motor de esta transformación, y el paso de la atención física o telefónica hacia los canales digitales no solo mejora la experiencia, sino que reduce drásticamente los costos. Casaforte citó ejemplos concretos de grandes clientes que pasaron de resolver el 44% de sus contactos por vía digital a un 75%, logrando que el peso del call center caiga del 39% al 13%. «No solo convertís contactos físicos a digitales, sino que despertás contactabilidad dormida de usuarios que no querían llamar por teléfono», añade.
Sin embargo, la implementación enfrenta barreras culturales y regulatorias, y ante eso las compañías de servicios públicos suelen ser estructuras tradicionales a las que les cuesta convertir su fuerza de trabajo. Para mitigar esto, Widergy integró inteligencia artificial en sus procesos, permitiendo reducir los tiempos de implementación de meses a semanas. «Usamos IA para automatizar la integración con sistemas heredados del cliente, acelerando la disponibilidad de nuestra plataforma incluso cuando falta madurez tecnológica», explicó el CEO.
Respecto al marco regulatorio, Casaforte observó señales de modernización, especialmente en la desaregulación gradual de la comercialización. Aunque persisten obligaciones de mantener oficinas físicas o emitir facturas en papel, el directivo advierte que esperar al cambio legal para invertir en tecnología es un riesgo estratégico. «El punto es estar preparados para cuando el regulador permita reducir oficinas; si no tenés una estructura de canales digitales robusta, vas a sufrir morosidad y reclamos».
La comparación con mercados más avanzados como el europeo refuerza esta urgencia. Allí, la insatisfacción de los segmentos jóvenes con los proveedores energéticos es mayor que el promedio, impulsada por experiencias digitales deficientes. En la región, casos como el de Colombia muestran cómo «la liberalización del mercado está obligando a los ´monstruos´ tradicionales de servicios públicos a competir contra comercializadoras más ágiles y puramente digitales que seducen al cliente con una comunicación personalizada».
Widergy, que cuenta con un equipo de 100 personas en Buenos Aires y presencia en Colombia, Brasil y Chile, se presenta como el socio estratégico para esta transición. La visión de Casaforte es que la industria está ante su mayor transformación en décadas, impulsada por la electrificación y la comercialización libre. «La inversión en última milla tiene un repago inmediato porque ataca un dolor real: el espacio de reducción de costos operativos y la mejora de la satisfacción es todavía muy grande», resaltó.
Finalmente, para el especialista, el éxito de esta transformación «fintech» dependerá de la capacidad de las empresas para entender que su cliente es el mismo que ya opera con bancos digitales o plataformas de streaming. «La tecnología ya no ofrece límites -concluyó- y el desafío reside en la velocidad con la que las organizaciones puedan repensar sus procesos y adoptar una cultura de agilidad que el nuevo contexto energético«.
La operación se cerró por US$ 375 millones y un pago adicional de US$ 25 millones contingente al cumplimiento de ciertos hitos de desarrollo.
La empresa energética independiente GeoPark informó la concreción de una inversión estratégica mediante una transacción de capital privado en acciones públicas (PIPE) con Colden Investments S.A., una afiliada del grupo inversor liderado por Jaime Gilinski y Gabriel Gilinski.
Como parte del acuerdo, Colden invirtió aproximadamente US$107 millones para adquirir 12.876.053 de nuevas acciones ordinarias de la compañía a un precio de US$8,31 por acción. Con el cierre de la operación, la firma inversora pasa a controlar cerca del 20% de las acciones en circulación de GeoPark, convirtiéndose en su principal accionista.
La compañía señaló que el ingreso del nuevo socio estratégico se alinea con su objetivo de consolidarse como una plataforma independiente líder en petróleo y gas en América Latina, a partir de un crecimiento orgánico e inorgánico en distintos mercados de la región.
Foco en Colombia, Vaca Muerta y oportunidades regionales
La estrategia de expansión de GeoPark contempla la consolidación de su presencia en Colombia, la expansión de sus operaciones en Vaca Muerta, en la Argentina, y la posibilidad de evaluar nuevas oportunidades en Venezuela si las condiciones regulatorias y de mercado evolucionan favorablemente.
Según el grupo inversor, GeoPark cuenta con una plataforma regional consolidada y una trayectoria de ejecución técnica y disciplina en la asignación de capital que podría facilitar procesos de consolidación y expansión en los principales mercados donde opera.
En Colombia, el interés estaría puesto en fortalecer la posición de la empresa mediante adquisiciones complementarias, mayor participación en bloques existentes y el desarrollo de áreas subexploradas. En Argentina, el desarrollo de proyectos en Vaca Muerta aparece como uno de los ejes del crecimiento de mediano plazo.
Incorporación al directorio y esquema de gobernanza
Como parte del acuerdo, Colden obtuvo el derecho a nominar dos miembros en el directorio de nueve integrantes de GeoPark, mientras mantenga una participación cercana al 20%. Si su participación superara el 28%, podría nominar un tercer director.
Gabriel Gilinski se incorporó de manera inmediata al directorio de la compañía. El ejecutivo es presidente del directorio de Grupo Nutresa y participa en la plataforma global de inversiones del Grupo Gilinski.
El acuerdo también incluye un período de bloqueo de 18 meses durante el cual Colden no podrá vender sus acciones, además de ciertas limitaciones para incrementar su participación accionaria sin aprobación del directorio durante los próximos 12 meses.
El directorio mantendrá en todo momento una mayoría de miembros independientes conforme a los estándares de la New York Stock Exchange. Refuerzo del balance y capacidad para nuevas inversiones De acuerdo con la compañía, los fondos obtenidos a través de la transacción se destinarán a fortalecer la flexibilidad financiera y apoyar diferentes iniciativas estratégicas.
Entre los posibles usos del capital se incluyen la búsqueda de oportunidades de fusiones y adquisiciones, el financiamiento de desarrollos orgánicos en Colombia y Argentina, el mantenimiento de un balance sólido y el apoyo a otras iniciativas corporativas orientadas a la generación de valor de largo plazo.
En el comunicado, el CEO de la compañía, Felipe Bayon, señaló que la inversión refleja confianza en los activos, el equipo y la estrategia de crecimiento de la empresa, al tiempo que contribuirá a reforzar la capacidad de ejecución de su hoja de ruta regional.
Grupo inversor con presencia internacional
El Grupo Gilinski es uno de los conglomerados de inversión más diversificados de América Latina, con participaciones en sectores como servicios financieros, alimentos, medios de comunicación, bienes raíces y consumo, tanto en la región como en Europa.
Entre sus operaciones recientes se destacan su participación en la transformación del Grupo Nutresa y su rol en la recapitalización de Metro Bank en el Reino Unido.
La incorporación del grupo como accionista de referencia representa un cambio relevante en la estructura accionaria de GeoPark y busca respaldar la siguiente etapa de expansión de la compañía en el sector energético regional.
La Cancillería argentina acompañó las gestiones que permitieron concretar el primer contrato de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) argentino con destino a Europa, firmado entre la empresa alemana SEFE, proveedora y distribuidora global de energía, y el consorcio argentino Southern Energy S.A., integrado por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%).
El acuerdo, que se firmó en Alemania, consolida el posicionamiento de nuestro país como proveedor confiable de energía a nivel global. El proceso que condujo a este resultado se impulsó a partir de la visita bilateral del Presidente Javier Milei a Berlín en junio de 2024, instancia en la que se promovió el fortalecimiento del vínculo energético entre ambos países.
En ese marco, la Cancillería argentina desempeñó un rol activo en el desarrollo de las gestiones que permitieron avanzar hacia este acuerdo, ya que facilitó el diálogo con autoridades y empresas alemanas, acompañó las negociaciones comerciales y brindó apoyo diplomático para su concreción. Estas acciones se enmarcan en la estrategia de política exterior orientada a potenciar las exportaciones argentinas, atraer inversiones y contribuir a la diversificación energética de Europa.
El contrato prevé el suministro de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, con inicio de entregas estimado para fines de 2027. La operación se sustentará en dos buques de licuefacción que operarán en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.
Este hito marca el ingreso efectivo de la Argentina al mercado global de GNL, en un contexto internacional de reconfiguración y diversificación energética. El contrato tendrá un impacto estructural en la economía nacional: incrementará las exportaciones energéticas, generará un flujo sostenido de divisas y permitirá monetizar el desarrollo de Vaca Muerta. Asimismo, el proyecto prevé la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, con fuerte participación de la cadena de valor regional, impulsando el desarrollo productivo federal y consolidando a la Argentina como actor relevante en la seguridad energética internacional.
En la foto (De izquierda a derecha): Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Rodolfo Freyre, Presidente de SESA; Betina Pasquali de Fonseca, embajadora argentina en la República Federal de Alemania; Doris Honold, miembro del Consejo de Supervisión de SEFE, Frédéric Barnaud, CCO de SEFE; Dr. Egbert Laege; CEO de SEFE.
El ente regulador provincial EPRE pidió una audiencia pública donde se debata la infraestructura eléctrica minera de San Juan.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) le otorgó infraestructura energética de San Juan al proyecto de cobre Vicuña, operado por los gigantes mineros BHP y Lundin Mining, que construirá una línea en alta tensión, pero que también tendrá el control del corredor eléctrico del oeste de la provincia por 25 años. La decisión despertó críticas de otros actores del sector minero, del gobernador Marcelo Orrego y del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE), que afirman que es una decisión ilegal y que tendrá impacto en sus desarrollos.
Fuentes ligadas al proyecto sanjuanino de cobre Los Azules, operado por la canadiense McEwen Copper y con participación de la principal minera del mundo Río Tinto y la automotriz Stellantis, indicaron a EconoJournal que presentaron una oposición a la decisión del ente regulador nacional. Este medio también supo de fuentes del sector que en el proyecto de cobreEl Pachón (operado por el gigante suizo Glencore) y el de oro Hualilán (a cargo de la australiana Challenger Gold) están trabajando en el mismo sentido, aunque no serían las únicos en plantear críticas.
Críticas al ENRE
Según entienden en el sector minero de San Juan, la decisión del ENRE pasa por alto al ente regulador provincial y deja en manos de Vicuña el control total de infraestructura eléctrica de alta tensión del nodo Nueva San Juan – Rodeo, donde también demandan energía otros proyectos. “El día de mañana, cualquier proyecto productivos de esta zona tendría que pedirle permiso y concretar acuerdos con Vicuña para el uso de la energía eléctrica”, indicó otra fuente consultada por EconoJournal.
El EPRE pidió la realización de una audiencia pública donde se debata esta infraestructura eléctrica y señaló en un comunicado que “el objetivo es asegurar que la integración de grandes proyectos industriales se realice mediante una planificación técnica rigurosa que no comprometa el servicio eléctrico actual ni el crecimiento proyectado de la provincia”. “Otorgar prioridades de uso sobre capacidades de transporte preexistentes sin la intervención de la provincia, y sin los debidos estudios técnicos, compromete la seguridad del sistema”, afirmó.
Contrapunto por el control de la línea eléctrica minera
El ENRE publicó el 20 de febrero en el Boletín Oficial la resolución 79. Allí le otorgó a Vicuñaprioridad en el uso de infraestructuraeléctrica del corredor minero del noroeste provincial, que abarca los departamentos de Iglesia y Calingasta, en la cordillera de los Andes. En concreto, la resolución le otorga a Vicuña “la prioridad de uso de la capacidad frente a terceros del 90% de la capacidad de transporte remanente (no uso residencial, por ejemplo) que, según los cálculos de Cammesa, alcanza al 71% de la capacidad total (854 MVA) de la línea Nueva San Juan-Rodeo, operando en 500 kV”.
BHP y Lundin tienen previsto realizar una obra de infraestructura eléctrica para abastecer al Distrito Vicuña, que integra a los yacimientos Josemaría y Filo del Sol y que, juntos, conforma el megaproyecto de cobre que tiene planificado invertir US$ 7.100 millones en San Juan. La construcción y el mantenimiento de la línea nueva estarán a cargo de Vicuña, que demandará 260 MW.
Allegados al proyecto Vicuña afirmaron a EconoJournal que la resolución del ENRE “no otorga control sobre la infraestructura eléctrica ni exclusividad sobre el sistema de transporte. El ENRE estableció la posibilidad de otorgar prioridad de uso frente a terceros sobre la capacidad incremental resultante de ampliaciones específicas”.
Además, señalaron que “la prioridad se vincula exclusivamente con obras de ampliación que serán ejecutadas y financiadas por el propio proyecto, y que se desarrollan sobre instalaciones del SADI”. “El sistema eléctrico argentino se rige por el principio de acceso abierto, lo que implica que cualquier proyecto que requiera energía puede presentar su solicitud de acceso a la capacidad de transporte y, en caso de ser necesario, proponer ampliaciones adicionales”, también sostuvieron.
Consultado por este medio, desde el ENRE indicaron que la resolución “cumple con la normativa” y que “habilita, a quien considere que la obra puede afectarlo o plantee una oposición, a que pueda realizar su presentación y se habilite el llamado a audiencia pública”. También indicaron que “este es un derecho que se asigna al que financia la repotenciación/construcción de una línea. Lo habilita la resolución 311 de 2025 de la Secretaria de Energía y el porcentaje de prioridad que se plantea, lo calculó Cammesa”.
Las obras que habilita la resolución del ENRE
En rigor, la resolución 79 del ENRE afirma que las obras que realizará Vicuña consisten en:
La construcción de la nueva Línea de Extra Alta Tensión de 500 kV entre la Estación Transformadora Rodeo y la Estación Transformadora Chaparro, de aproximadamente 167 kilómetros de longitud.
La provisión y montaje, en la Estación Transformadora Nueva San Juan, del campo 05 de 500 kV para la vinculación de la línea a la Estación Transformadora Rodeo (línea existente operada actualmente en 132 kV).
La construcción de la playa de 500 kV de la Estación Transformadora Rodeo en configuración interruptor y medio, con un banco de transformación con fase de reserva de 500/132/33 kV de 600 MVA y vinculación de la playa de 132 kV.
La construcción de la nueva Estación Transformadora Chaparro con tecnología GIS (Gas Insulated Switchgear), configuración interruptor y medio en 500 kV, doble barra en 220 kV y barra de transferencia, banco de transformación con fase de reserva de 500/220 kV – 450 MVA y dos salidas de línea en 220 kV a la Estación Transformadora Josemaría.
La desconexión de la línea Nueva San Juan-Rodeo de los campos de 132 kV en ambos extremos y su vinculación a sendos campos de 500 kV.
“Nosotros tenemos como objetivo hacer de Argentina el país más libre del mundo, pero no todos los instrumentos de política son aceptables”.
