Los líderes internacionales han tenido dificultades para detener el avance del cambio climático, apelando a la colaboración global. Sin embargo, la guerra en Irán y la crisis energética que ha provocado han llevado a algunos analistas a considerar que el egoísmo y el nacionalismo podrían ser estrategias efectivas para avanzar en el uso de energías renovables nacionales, priorizando estas sobre los combustibles fósiles importados.
Los ataques a refinerías, el cierre de rutas de transporte marítimo para el petróleo y el gas natural, y el aumento de los precios del combustible deberían, según algunos expertos, hacer que incluso los gobernantes más reacios se inclinen hacia un futuro más limpio y menos dependiente de los combustibles fósiles.
No obstante, hay quienes son escépticos y advierten que un fenómeno similar ocurrió tras la invasión de Ucrania por parte de Rusia, lo que llevó a muchos países europeos a recurrir al carbón, un combustible aún más contaminante.
El científico climático de la Universidad de Stanford, Rob Jackson, describió esta visión como una ilusión.
El secretario general de la ONU, António Guterres, tiene una perspectiva diferente. En un reciente comunicado, mencionó que la agitación en Oriente Medio resalta la vulnerabilidad del sistema energético global, que está estrechamente vinculado a los combustibles fósiles. Guterres subrayó que la energía renovable, que se produce a nivel local, es actualmente más económica y accesible que nunca, y no puede ser utilizada como un arma en conflictos.
Las cumbres climáticas anuales de la ONU, enfocadas en la cooperación, han tenido un impacto limitado. La última reunión en Brasil, conocida como COP30, no abordó de manera efectiva el uso de combustibles fósiles. Guterres expresó su descontento, afirmando que los resultados de la cumbre no cumplían con las necesidades actuales.
A pesar del crecimiento de las energías renovables, el uso de combustibles fósiles sigue en aumento. Esto genera emisiones de dióxido de carbono y metano que contribuyen al calentamiento global, exacerbando fenómenos climáticos extremos.
El profesor de clima y asuntos internacionales en Princeton, Michael Oppenheimer, advirtió que, al menos en los próximos cinco años, las reducciones de emisiones se llevarán a cabo de manera unilateral, dependiendo de las decisiones internas de cada país.
Caroline Baxter, del Council on Strategic Risks, señaló que el conflicto ya ha causado una desaceleración en el movimiento de combustibles fósiles hacia diversos puertos, lo que es crítico para naciones como Japón y Corea del Sur, que dependen de estas importaciones. Baxter sugirió que podría haber un giro hacia la energía verde, ya que ofrece más estabilidad que los combustibles fósiles.
Sin embargo, algunos analistas mantienen una postura escéptica. La invasión de Ucrania demostró que, a pesar de las interrupciones en el suministro de gas, la dependencia de los combustibles fósiles no disminuyó. En cambio, muchos países recurrieron a otros combustibles fósiles, como el carbón, que son más contaminantes.
Las decisiones energéticas que se tomen en este contexto podrían tener efectos duraderos en la lucha contra el cambio climático. A pesar de la guerra, las emisiones de gases de efecto invernadero seguirán aumentando, incluso con un posible aumento en el uso de energías renovables.
La guerra en sí misma también incrementará las emisiones. Los ejércitos del mundo son responsables de una parte significativa de las emisiones globales, superando a todos los países excepto a China, Estados Unidos e India. El consumo de combustible por parte de los ejércitos contribuye de manera considerable a este problema.
Esta situación plantea un dilema complejo: mientras que el conflicto podría impulsar un cambio hacia la energía renovable, la guerra misma produce emisiones que podrían anular cualquier avance en la transición energética.
La compañía energética PCR anunció que consiguió financiamiento de la Corporación Financiera Internacional (IFC), brazo financiero del Grupo Banco Mundial, para desarrollar y construir el Parque Eólico Olavarría, un proyecto que demandará una inversión total de US$ 275 millones y que apunta a fortalecer la generación renovable y la infraestructura eléctrica del país.
La iniciativa se desarrolla en conjunto con Acindar Industria Argentina de Aceros, del grupo ArcelorMittal, que utilizará la energía renovable generada por el parque para abastecer parte de sus operaciones industriales y avanzar en la descarbonización de su producción de acero.
El proyecto contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad instalada total de 185,6 megavatios. Además, incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 kilómetros que conectará el parque con la estación transformadora de Olavarría.
La iniciativa también prevé obras para ampliar la capacidad de transporte eléctrico del Sistema Argentino de Interconexión, mediante la repotenciación de equipamiento en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza.
Actualmente, el proyecto cuenta con aprobación dentro del esquema del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), impulsado por el Gobierno argentino para promover proyectos de gran escala.
Uno de los aspectos más innovadores de la iniciativa es que será la primera generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al sistema eléctrico nacional.
Según estimaciones de la compañía, el parque generará energía limpia equivalente al consumo anual de unos 230.000 hogares, además de permitir la reducción de alrededor de 320.000 toneladas de emisiones de dióxido de carbono por año.
“Con esta inversión apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y la generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”, afirmó Makhtar Diop, director general de IFC.
Por su parte, el CEO de PCR, Martín Brandi, señaló que el acuerdo permitirá avanzar en un proyecto que combina infraestructura estratégica, energía renovable y desarrollo productivo.
“Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país y promueven inversiones de largo plazo”, sostuvo.
El financiamiento estructurado por IFC incluye un préstamo corporativo senior por US$ 110 millones para la compañía Generación Eléctrica Argentina Renovable I (GEAR I), garantizado por la propia empresa y por PCR.
El crédito se compone de un tramo de US$ 30 millones aportado por IFC y otro de US$ 80 millones financiado por bancos de desarrollo y entidades comerciales, con un plazo de repago estimado de entre siete y nueve años.
Además del financiamiento, IFC brindará asesoramiento técnico para asegurar que el proyecto cumpla con estándares internacionales ambientales y sociales, con el objetivo de fortalecer las prácticas de sostenibilidad y atraer nuevas inversiones privadas hacia el sector energético argentino.
Fundada hace más de un siglo, PCR es una empresa de capitales argentinos con presencia en petróleo y gas, cemento y energías renovables. En el segmento eólico opera actualmente cuatro complejos con una potencia total de 545 MW, ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis, consolidándose como uno de los actores relevantes del mercado de generación renovable en el país.
Las ofertas para los interesados en la privatización de Transener se pueden presentar hasta el 23 de marzo.
El gobierno tiene en carpeta una serie de privatizaciones de empresas con participación estatal del sector regulado de energía que podría concretar en 2026. El año pasado comenzó con el complejo proceso de venta de Enarsa, que cuenta con diversos activos, en particular con Transener, la principal empresa de transporte eléctrico en alta tensióndel país, y con Transba, la transportista de energía de Buenos Aires. También vendería parte de la compañía del sector atómico Nucleoeléctrica Argentina (NASA) y el complejo de la mina y la usina de Yacimientos Carboníferos de Río Turbio (YCRT) en Santa Cruz. Además, Metrogas, la mayor distribuidora de gas del país, que es controlada por el Estado a través de YPF, se sumaría a este listado de empresas que el gobierno pretende desprenderse durante este año.
El marco legal para que el gobierno se desprenda de éstas empresas es la Ley Bases (N° 27.142 de 2024), que habilita al Estado a desprenderse total o parcialmente de distintos activos. Este verano el gobierno ya concretó la reprivatización de las represas del Comahue.
Privatización de Enarsa y Transener
El gobierno de Javier Milei inició el año pasado el complejo proceso de privatización de Energía Argentina S.A. (Enarsa), que al contar con varios activos en el sector energético impide que su venta se concrete a partir de un solo paquete accionario. Para eso, el Poder Ejecutivo decidió avanzar con la venta de Transener, la mayor compañía de transmisión con una red de 12.400 kilómetros de líneas, un activo estratégico que monopoliza la operación del sistema de alta tensión del país.
Según confirmaron fuentes consultadas por EconoJournal, los mayores interesados en adquirir la compañía son los empresarios nacionales Daniel Vila, Mauricio Filiberti y José Luis Manzano, socios en la Empresa de Energía del Cono Sur S.A., controlante de la distribuidora Edenor.
Formalmente, el gobierno habilitó la venta del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S.A. (Citelec), controlante de Transener (el otro 50% está en poder de Pampa Energía), que está en manos de Enarsa. Lo hizo a través de la resolución 2090 del Ministerio de Economía de diciembre de 2025.
También hay otros candidatos que se anotan para disputar la licitación, como Jorge Brito, presidente de Genneia y del Banco Macro, y la familia Sielecki, que es socia de Pampa Energía en Transportadora Gas del Sur (TGS).
Las ofertas para quedarse con el 50% de Citelec se podrán presentar hasta las 9:30 del próximo 23 de marzo, según el cronograma de privatización de Enarsa. El acto de apertura de sobre será a las 10 de ese mismo día.
Privatización de Transba
Al ser controlada por Transener, la venta de Citelec implicará la transferencia automática del control de Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires S.A. (Transba), que opera una red de 6.228 kilómetros de líneas de distribución troncal de energía eléctrica bonaerense. También abarca el desprendimiento por parte del Estado de Transener Internacional Ltda, su ramificación internacional:
Además del 50% en Citelec, Enarsa cuanta con una participación de 68,83% en Central Termoeléctrica José de San Martín; un 65% en la Central Termoeléctrica Manuel Belgrano; un 90% en Enarsa Patagonia; un 80% en Vientos de La Patagonia I; y un 1,07% en el Parque Eólico Arauco.
YPF se desprende de Metrogas
La compañía bajo control estatal YPF tiene el 70% del paquete accionario de Metrogas, la mayor distribuidora de gas por red del país. A mediados de enero lanzó el proceso formal de venta de las acciones, tal como anticipó EconoJournal el 4 de febrero. Lo hizo una vez resuelta la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) 2025-2030, que le da un horizonte de cinco años de actualización tarifaria.
La operación de venta de Metrogas se espera hace años en el mercado ya que, según la Ley del Gas (N|24.076), una productora no puede tener el control mayoritario de una distribuidora, un activo que está en el sector energético regulado.
La Ley Bases habilitó a las empresas del mercado regulado de gas -distribuidoras y transportistas- a extender sus licencias por 20 años. Metrogas espera el aval final del gobierno para extender su contrato hasta 2047, un paso clave para su venta ya que su licencia concluye a fin de año.
El objetivo de YPF es obtener alrededor de US$ 700 millones por la venta de su participación en Metrogas.
YPF ya contrató al Citi -el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta- para contactar a inversores interesados en adquirir Metrogas. El objetivo de la compañía es obtener US$ 700 millones por su participación en la distribuidora de gas de Buenos Aires, que cuenta con 2,5 millones de clientes. La compañía presidida por Horacio Marín pretende que, además de jugadores locales, en el proceso de venta participen también compañías internacionales.
YPF desembarcó en Metrogas en noviembre de 2012 a partir de un waiver del Enargas, cuando adquirió el 54% de Gas Argentino (GASA), la sociedad controlante de la distribuidora que estaba en poder de la británica British Gas (BG).
Venta de Nucleoeléctrica y YCRT
El 79% de las acciones de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), que opera las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse, están actualmente en poder del Ministerio de Economía, un 20% lo tiene la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y el 1% restante pertenece a Enarsa.
El plan nuclear del gobierno tenía previsto la privatización del 44% de NASA y de un 5% que quedaba para los trabajadores a través de la organización de un Programa de Propiedad Participada. El decreto 695 de septiembre de 2025 que oficializó el plan de venta parcial de NASA sigue vigente.
Sin embargo, tras la salida en febrero de Demian Reidel como presidente de NASA en medio de denuncias de presunto sobreprecio en contratos de servicios, el plan ideado por el gobierno libertario para el sector nuclear, incluyendo la privatización parcial de su principal compañía, quedó en stand by, al menos por ahora.
El gobierno también tiene en carpeta vender Yacimientos Carboníferos de Río Turbio (YCRT), que está ubicada en la provincia de Santa Cruz y que cuenta con una usina que debería generar 260 MW, pero que no está operativa. En 2025 lanzó el proceso de venta, pero el estado de la mina de carbón y la usina por ahora no acerca inversores.
El gobierno de Mendoza avanza en el diseño de una licitación para un complejo hidroeléctrico, con el objetivo de reactivar y modernizar el activo, mientras se habilita su participación en el mercado entre privados mediante contratos.
“Dentro de la Resolución SE N° 400/2025 se contractualizarán centrales hidroeléctricas. Por ejemplo, los Nihuiles contractualizará vía Mercado a Término (MAT) con una potencia de 220 MW en el estado normal”, manifestó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, JimenaLatorre.
“Para ello, estamos apelando a una licitación que sea superadora, no sólo un revamping, sino que pueda generar más a futuro. Y la licitación debe salir en el primer semestre del año”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
La iniciativa surge en un contexto particular para el complejo hidroeléctrico ubicado en el Cañón del Atuel, cuyo contrato de concesión original por 30 años venció en 2024 y debió extenderse hasta mediados de 2025 mientras se define el nuevo esquema de explotación.
La situación actual del activo agrega complejidad al proceso de adjudicación, dado que, a principios de 2025, una tormenta provocó serios daños materiales en las centrales hidroeléctricas del Cañón del Atuel, afectando la operatividad del complejo y dejando turbinas fuera de servicio.
En ese contexto, la estructura contractual prevista difiere de los mecanismos tradicionales utilizados para centrales hidroeléctricas en el mercado eléctrico mayorista.
Aunque cabe recordar que mediante la reciente Res. SE N° 400/25, la Secretaría de Energía rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del Mercado a Término (MAT), permitiendo que generadores de esta índole celebren contratos de abastecimiento eléctrico directamente con grandes usuarios.
Obras de transmisión para habilitar nuevos proyectos energéticos
En paralelo al proceso de licitación del complejo hidroeléctrico, Mendoza impulsa un programa de ampliación de infraestructura eléctrica financiado con fondos de resarcimiento de la provincia, con el objetivo de fortalecer el sistema de transporte y habilitar nuevas inversiones productivas.
Uno de los desarrollos más relevantes es la construcción de la Estación Transformadora Valle de Uco 220/132 kV y la ampliación de la Estación Transformadora Capiz, considerada una obra estratégica para robustecer el sistema eléctrico regional.
El proyecto, que contempla una inversión inicial estimada en USD 51.207.660, permitirá mejorar la calidad del suministro eléctrico para más de 150.000 habitantes, además de incrementar la confiabilidad del sistema interconectado provincial y habilitar futuras ampliaciones en redes de 132 kV.
La iniciativa ya despertó un importante interés del sector privado, de modo que seis empresas compiten en la convocatoria y desde el Poder Ejecutivo provincial destacaron que “son muy buenas ofertas y concurrencia”.
“Ese proceso alienta mucho porque ya tenemos en la calle otros pliegos para infraestructura de transporte eléctrico de Mendoza Norte, para la cual tomamos la decisión de utilizar fondos de los mendocinos porque está vinculado a la capacidad de despacho de nuevos proyectos y al desarrollo económico de la provincia”, sostuvo Latorre.
En paralelo, también se analiza un proyecto de línea eléctrica en el sur provincial, que complementaría la infraestructura vinculada a la interconexión Diamante – Charlone.
“Estamos convencidos de que si queremos más proyectos como este de Genneia y más desarrollo económico, las líneas de transmisión son clave”, concluyó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza
La evolución tecnológica y el creciente interés por las baterías comienzan a redefinir la estrategia de los principales actores del sector energético. En ese contexto, Huawei prepara el lanzamiento de un nuevo inversor fotovoltaico capaz de operar a 1000 voltios en corriente alterna, una innovación que podría modificar el diseño y la eficiencia de las plantas solares utility scale.
Actualmente, la mayoría de los inversores fotovoltaicos de tipo string trabajan con 800 voltios en corriente alterna, por lo que el salto a 1000 voltios representa un cambio relevante en la arquitectura de las plantas solares, según explicó el CTO de Huawei Digital Power, Andrés Hernando Ros, durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.
«El producto nos abre un abanico nuevo de características. Por ejemplo,aumentar el trazo de media tensión, ya que en lugar de ir con trazos de 9 MW, podremos ir a trazos de 11 MW. Esto también nos habilita trabajar a buses de continuo más altos, por ejemplo, a 1600 voltios», aseguró Hernando Ros.
Esto impacta directamente en el diseño de los trackers y en la densidad energética de las plantas: “En el mismo tracker vamos a poder poner dos paneles más y mover más módulos con el mismo motor, lo que aumenta la eficiencia del sistema”.
El nuevo equipo evolucionará desde el actual inversor de 330 kilovatios hacia un modelo de aproximadamente 506 kilovatios, pensado para gestionar mesas fotovoltaicas más potentes y mejorar la producción energética de las instalaciones, con el foco puesto en bajar el costo nivelado de la energía (LCOE) y no necesariamente solo el CAPEX, sino también operación, mantenimiento y mayor producción.
El dispositivo también incorporará capacidades de grid forming, una funcionalidad que permitirá que los inversores solares participen activamente en la estabilidad de la red eléctrica.
Mientras tanto, el mercado energético europeo observa con creciente interés el desarrollo del almacenamiento. En España, el sector analiza el potencial de las baterías para aportar flexibilidad al sistema eléctrico, optimizar la gestión de la generación renovable y abrir nuevas oportunidades de negocio para desarrolladores y utilities.
Durante el debate sectorial en el FES Iberia, distintos actores estimaron que la demanda de almacenamiento podría alcanzar varios gigavatios de capacidad en los próximos años, impulsada por la necesidad de equilibrar la red y gestionar la variabilidad de la generación renovable.
«Parece como que es una carrera por coger la pole position para cuando entren estos mecanismos, de modo que los proyectos estén listos para participar en esos mercados”, explicó Hernando Ros.
«Ya no consiste en hacer un depósito a plazo fijo con una planta fotovoltaica y obtener retornos altos; ahora estamos invirtiendo con cierto riesgo y lo que hay que hacer es minimizar esos riesgos”, agregó.
La hibridación entre plantas solares y baterías aparece como una de las oportunidades más claras para el mercado español. Las recientes modificaciones regulatorias permiten integrar almacenamiento en instalaciones fotovoltaicas existentes, lo que puede mejorar la eficiencia del sistema y aumentar la rentabilidad de los proyectos.
“Puedes conectar almacenamiento en baja tensión en paralelo a la planta fotovoltaica existente y tramitarlo con el mismo transformador, lo que reduce inversiones y mejora la eficiencia”, agregó.
Este tipo de configuraciones permite optimizar la operación de las plantas renovables, almacenar excedentes de generación y prepararse para futuros mercados de capacidad o servicios de red. En opinión del ejecutivo, cada vez más desarrolladores buscan posicionarse en esta nueva etapa del sector energético.
En paralelo al segmento utility, el almacenamiento también comienza a consolidarse en el segmento comercial e industrial, donde las baterías ya encuentran distintos modelos de negocio vinculados al autoconsumo y la gestión de la demanda energética.
“En comercial e industrial tienes muchos mercados diferentes: maximización del autoconsumo, gestión por tarifas horarias o incluso reducción de picos de demanda para electrificar flotas o procesos industriales”, explica Hernando Ros.
“Tenemos proyectos en comercial e industrial desde hace dos o tres años y uno de referencia alcanza los 28 megavatios hora en una gran industria, lo que demuestra que el almacenamiento también puede tener escala en este mercado”, agregó.
En este escenario, el directivo considera que tanto el desarrollo de plantas híbridas en utility como las aplicaciones en el sector industrial comienzan a abrir un abanico de oportunidades para el almacenamiento en España, a medida que el mercado busca posicionarse ante futuros mecanismos regulatorios y nuevos servicios para la red.
“Vemos bastante apetito por parte de los clientes para entender estas soluciones, donde la planta híbrida se gestiona como un sistema único”, concluyó Hernando Ros.
El sector solar argentino atraviesa una etapa de evolución marcada por una mayor profesionalización y exigencias técnicas más elevadas por parte de los desarrolladores, producto del crecimiento de la capacidad fotovoltaica y el nivel técnico de quienes impulsan los proyectos.
“Es enorme la diferencia en la profesionalización de Argentina en el mercado solar de lo que era hace 4 o 5 años y eso nos exige a todos ahora como fabricantes y proveedores a subir el nivel”, afirmó Humberto Di Pasquale, LATAM Regional Director de VersolSolar, durante el reciente encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
“El mercado solar del país es más exigente que hace 3 o 4 años y las reuniones con clientes son muy diferentes. Hoy las exigencias son mayores, hay un mercado mucho más desarrollado y, por ende, mayor conocimiento de lo necesario para llevar un proyecto exitoso hasta su punto de conexión”, agregó ante más de 600 líderes del sector.
Según datos de CAMMESA, Argentina ya cuenta con 2583 MW de potencia fotovoltaica en operación, mientras que el conjunto de las energías renovables alcanza 7980 MW instalados, sin considerar las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW.
¿A qué se deben estos números? Sólo durante 2025 y los primeros meses de 2026 se sumaron 910 MW solares, consolidando la tendencia hacia esta tecnología de generación verde.
Esta evolución también impacta en la forma en que los fabricantes deben diseñar y ofrecer sus soluciones tecnológicas, dado que en lugar de responder únicamente a criterios de precio, los desarrolladores buscan garantizar rendimiento y disponibilidad durante toda la vida útil de los activos solares.
“Nos estamos encontrando con profesionales a nivel de ingeniería, a nivel de compras, que entienden cada vez más que no es solamente exigir menores precios. Y como fabricantes debemos escuchar y entender las necesidades, adaptar las soluciones y garantizar que efectivamente la tecnología de trackers que ofrecemos sea capaz de proveer lo que necesita el cliente durante 25-30 años”, explicó Di Pasquale.
“Se debe adaptar el producto a una realidad de mercado, a una realidad de características climáticas particulares, diferentes sistemas de defensa, y en función del costo y de la confianza que el cliente sepa que el producto estará adaptado a su proyecto y no al revés”, indica.
Según el LATAM Regional Director de VersolSolar, la reducción del costo nivelado de energía (LCOE) surge como consecuencia de un buen diseño y una ejecución adecuada del proyecto.
En este escenario, la adaptación de los productos a las particularidades de cada proyecto se vuelve un factor clave para los fabricantes. Esto implica trasladar esa adaptación también a los procesos industriales y constructivos.
Tecnología, optimización y defensa climática
El avance tecnológico en los sistemas de seguimiento solar también forma parte de esta evolución del mercado, aunque la diferenciación entre fabricantes se encuentra cada vez más en el servicio y la capacidad de acompañar los proyectos localmente.
“La diferencia la hace el servicio que podemos ofrecer a nivel local y de post venta, y que los clientes contarán con solidez de equipo de trabajo durante todo su proceso constructivo e instalación”, sostuvo el especialista.
Dentro de esta estrategia, VersolSolar incorporó herramientas tecnológicas para optimizar la operación de los proyectos y mejorar la capacidad de respuesta ante eventos climáticos. La compañía, fundada en 2009, ha impulsado más de 40 GW de capacidad solar en más de 70 países, consolidando su presencia global en sistemas de seguimiento y montaje.
“Tenemos capacidad de pre-ensamblaje, contamos con una aplicación de desarrollo propio que trabaja con inteligencia artificial, conectada con diferentes sistemas meteorológicos para poder predecir eventos climáticos y llevar a posición de defensa con la suficiente anticipación para que no ocurran desastres en los proyectos”, detalló Di Pasquale.
“Con todo ello queremos posicionarnos más fuerte en Argentina. El sector se encontrará con resiliencia, profesionalismo, gente capaz de seguir adelante en las situaciones más difíciles, y que hoy en día está materializado al país como uno de los grandes mercados de Latinoamérica, que no se queda en la planificación, sino que también ejecuta”, concluyó.
Zelestra, compañía global de energías renovables enfocada en soluciones multitecnológicas y centradas en el cliente, alcanzó el cierre financiero del proyecto solar Babilonia de 242 MWdc en Perú, mediante un paquete de financiación verde por USD 176 millones acordado con Natixis Corporate and Investment Banking (Natixis CIB) y BBVA Perú.
Babilonia consolida los 16 años de presencia de Zelestra en el país y forma parte del complejo solar La Joya, ubicado en Arequipa, que tendrá una capacidad total prevista cercana a los 700 MW. Este complejo incluye la planta San Martín de 300 MW, actualmente en operación, y el proyecto San Joaquín de 125 MW, que se encuentra en fase avanzada de desarrollo.
El proyecto fue posible gracias a un acuerdo de compra de energía (PPA) a largo plazo con Celepsa, una de las principales compañías del sector eléctrico peruano.
El paquete de financiación verde fue acordado con Natixis Corporate and Investment Banking (Natixis CIB) y BBVA Perú. Babilonia forma parte del complejo La Joya, ubicado en Arequipa (Perú), que tendrá una capacidad total cercana a los 700 MW.
La ejecución del proyecto Babilonia, cuya construcción comenzó el mes pasado, está siendo liderada por la división interna de EPC (ingeniería, adquisiciones y construcción) de Zelestra. Durante la fase de construcción se generarán más de 500 empleos directos, y una vez operativo producirá suficiente energía limpia para abastecer aproximadamente 350.000 hogares en Perú.
Xavier Puig, CFO de Zelestra, afirmó: “El paquete de financiación verde para Babilonia es una operación significativa para Zelestra. Este acuerdo reafirma la confianza que los principales socios financieros globales tienen en nuestra estrategia centrada en el cliente y en nuestra capacidad para ejecutar proyectos en múltiples mercados. Nuestra división interna de EPC ha iniciado recientemente el programa de construcción y esperamos entregar la energía a tiempo para nuestro cliente Celepsa”.
Zelestra es uno de los principales actores del sector renovable en Perú, con 600 MW de proyectos en operación o construcción y una cartera de crecimiento superior a 1,5 GW.
Solis LATAM anunció la designación de Alba Min Ye como CEO, un movimiento que marca una nueva etapa en la estrategia regional de la compañía en un momento de crecimiento para el sector solar en América Latina.
La empresa comunicó el nombramiento a través de sus canales oficiales, destacando el liderazgo de la ejecutiva para fortalecer la presencia de la firma en la región.
“Hoy queremos dar la bienvenida a Alba Min Ye, quien asume el rol de CEO de Solis LATAM. Su experiencia y liderazgo marcarán un nuevo capítulo para nuestra organización mientras seguimos fortaleciendo nuestra presencia en la región y promoviendo soluciones de energía solar cada vez más innovadoras”, expresaron desde la compañía a través de redes sociales.
El anuncio se produce en un contexto en el que América Latina continúa consolidándose como uno de los mercados más dinámicos para el desarrollo de energías renovables, impulsado por la competitividad de la generación solar y la necesidad de avanzar en matrices energéticas más sostenibles.
La empresa también destacó la importancia del trabajo conjunto con actores del sector: “Confiamos en que, junto a nuestro equipo, aliados y clientes, continuaremos impulsando el desarrollo del sector solar en Latinoamérica”.
Alba Min Ye cuenta con una trayectoria profesional vinculada a compañías tecnológicas y energéticas, con experiencia en mercados internacionales y en el desarrollo comercial en América Latina.
Antes de asumir el liderazgo de Solis LATAM, se desempeñó como General Manager de LONGi en México entre junio de 2023 y marzo de 2026, donde participó en el fortalecimiento de la presencia de la compañía en el mercado solar regional.
Previamente ocupó el cargo de Senior Director en ZTE entre 2017 y 2023, también en México, donde lideró estrategias comerciales y de desarrollo de mercado dentro de la multinacional tecnológica.
Su carrera profesional comenzó en Sichuan Jiuzhou Electric Co., Ltd, donde trabajó como Sales Manager entre 2015 y 2017 en Shenzhen, China, consolidando experiencia en operaciones comerciales internacionales.
El nombramiento se produce en un momento en el que Solis continúa ampliando su presencia en el mercado latinoamericano, donde el crecimiento de la energía solar está impulsando nuevas inversiones en infraestructura y tecnología.
En ese marco, la compañía viene reforzando su estrategia tecnológica con inversores solares de mayor potencia y eficiencia, incluyendo soluciones diseñadas para proyectos comerciales e industriales. Entre ellas se destaca el desarrollo de equipos de 125 kW, orientados a responder a la creciente demanda de instalaciones solares de gran escala y a la evolución de los sistemas energéticos hacia esquemas más flexibles e integrados.
A la par, Solis también avanza en su ingreso al mercado de almacenamiento energético, con el objetivo de ofrecer soluciones integradas que combinen generación fotovoltaica y gestión inteligente de la energía. Este movimiento responde a una tendencia global en la que los sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) se consolidan como una herramienta clave para optimizar la integración de energías renovables.
La compañía ha manifestado su intención de fortalecer su presencia en el mercado latinoamericano de almacenamiento energético hacia 2026, en un contexto en el que la combinación entre generación solar y baterías gana relevancia para mejorar la estabilidad de las redes eléctricas y la gestión de la energía.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó que Colombia llegó a los 4 GW en generación de energías limpias equivalentes al 17,09% de toda la matriz energética del país con el funcionamiento del nuevo Parque Solar Atlántico.
Con las pruebas de la planta de energía solar, se está a 2 GW de llegar a la meta propuesta por el Gobierno del presidente Gustavo Petro de generación, enmarcado en el plan 6 GW Plus.
Este proyecto cuenta con 403.920 paneles solares interconectados en 34 subcampos con tecnología que les permite girar y orientarse con el movimiento del sol para capturar óptimamente sus rayos durante todo el día.
Las modernas instalaciones de generación de energía limpia podrán abastecer de electricidad a cerca de 800 mil ciudadanos de la región, principalmente a los habitantes de los municipios de Usiacurí y Sabanalarga.
“Con la producción de 180MW de esta planta solar, el país subió a 17,09% su participación de toda la matriz energética usada en Colombia consolidándose como un pilar creciente en el desarrollo y bienestar de todo el territorio nacional”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.
El jefe de la cartera minero-energética de Colombia también ha asegurado que este es un hito relevante que evidencia el compromiso del sector con una transición ordenada, segura y sostenible
Más contexto de mercado
El país tiene en marcha dos decisiones estructurales para el sistema eléctrico colombiano: la subasta de contratos de largo plazo, que incorpora almacenamiento, y la de cargo por confiabilidad, instrumento central para garantizar firmeza y respaldo en la matriz.
La nueva subasta de largo plazo en Colombia se lanza en un escenario muy distinto al de sus antecesoras. Mientras en 2019 el mercado carecía de contratos suficientes para respaldar financiamiento estructurado, hoy los desarrolladores negocian PPAs de hasta 15 años con condiciones que permiten cerrar Project Finance sin acudir necesariamente al mecanismo estatal.
El cambio de contexto responde a una señal clara: la posible estrechez del sistema hacia 2027–2028, en un entorno marcado por retrasos en expansión de red y limitaciones en asignación de puntos de conexión. Ante ese panorama, comercializadores y grandes consumidores comenzaron a asegurar suministro con mayor anticipación, dinamizando el mercado bilateral.
Además, el proceso se desarrolla en un año preelectoral —con elecciones presidenciales previstas para el 31 de mayo de 2026—, lo que introduce una variable institucional adicional. La previsibilidad regulatoria y la independencia del regulador serán factores determinantes para mantener confianza inversora.
Por lo que con la transición energética en marcha y señales de estrechez en el horizonte, Colombia enfrenta una etapa distinta, donde la subasta ya no opera como motor inicial de expansión renovable, sino como herramienta de ajuste fino en un mercado que maduró rápidamente y que hoy exige sofisticación contractual y financiera.
El rápido crecimiento de los data centers impulsado por la inteligencia artificial y la economía digital está generando un nuevo desafío energético para Chile y América Latina. En este escenario, Siemens anticipa que la integración de renovables con sistemas BESS será determinante para garantizar un suministro confiable y sostenible durante la próxima década.
Felipe Lizama, gerente de Electrificación y Automatización de Siemens Chile, explica que el avance de esta infraestructura tecnológica está asociado a una transformación estructural de la demanda eléctrica global.
“En noviembre de 2025, Chile contaba con 59 data centers, lo que lo posiciona como el tercer país con mayor capacidad instalada de data centers en América Latina. En este contexto, estimamos que en los próximos cinco años la capacidad instalada podría duplicarse, consolidando a esta industria como una de las de mayor crecimiento en el país”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.
El fenómeno no es exclusivo de Chile. Latinoamérica está experimentando un incremento sustancial en la inversión en infraestructura digital, impulsado por la proximidad estratégica con Estados Unidos, la rápida adopción de servicios en la nube y nuevos marcos regulatorios vinculados a la soberanía de datos.
Las proyecciones energéticas reflejan la magnitud del desafío. Chile anticipa que la demanda eléctrica de los centros de datos alcanzará 1360 MW hacia 2032, mientras que Brasil proyecta multiplicar por quince su consumo actual, pasando de aproximadamente 826 MW a más de 13 GW hacia 2035.
Actualmente gran parte de esta infraestructura está concentrada en la Región Metropolitana, lo que genera presiones adicionales sobre la red eléctrica y plantea la necesidad de diversificar la localización de los proyectos, que permitan suplir la creciente demanda y, al mismo tiempo, optimizar los costos de energía.
Para enfrentar esta nueva demanda energética, Siemens considera que la integración de energías renovables junto con almacenamiento BESS será clave para asegurar la continuidad operativa que requieren los data centers.
“Ambas tecnologías pueden jugar un rol central en el abastecimiento de data centers al permitirles reducir drásticamente su huella de carbono, mejorar la continuidad del suministro eléctrico y disminuir la dependencia de generadores convencionales basados en combustibles fósiles”, afirmó Lizama.
Esta combinación permite cubrir cargas críticas sin interrupciones y optimizar el uso de la energía renovable disponible, una condición indispensable para la operación de los centros de datos.
En paralelo, Siemens está fortaleciendo su oferta tecnológica para acompañar este crecimiento: “Ofrecemos un portafolio integral de soluciones y servicios para proyectos de data centers, orientado a cubrir todo su ciclo de vida, desde la planificación y el diseño hasta la operación y expansión”, explica Lizama.
Las soluciones incluyen sistemas de distribución eléctrica de media y baja tensión, plataformas de automatización energética, herramientas de gestión de infraestructura y sistemas inteligentes para monitorear en tiempo real el consumo energético, la capacidad, el enfriamiento y los activos críticos.
“Estamos reforzando nuestro portafolio tecnológico con soluciones que combinan equipos eléctricos, sistemas de control y plataformas digitales de operación avanzada, como SCADA, EMS y BMS, apoyadas por capacidades de digitalización e inteligencia artificial para optimizar la gestión de flujos de energía”, detalló el ejecutivo.
Finalmente, Siemens también promueve instancias de colaboración con actores del ecosistema energético y digital, incluyendo organismos públicos, operadores de centros de datos y generadores renovables.
Entre ese tipo de iniciativas se destaca la participación activamente en la Asociación Chilena de Data Centers, donde aporta su experiencia global para el desarrollo del sector.
“Desde ese espacio aportamos nuestro conocimiento global y expertise local para contribuir a la definición de estándares, compartir tendencias tecnológicas y adaptar soluciones innovadoras implementadas en otros mercados a la realidad chilena”, concluye Lizama.
El Estrecho de Ormuz, por donde pasa una quinta parte del petróleo mundial, vuelve a ser un punto crítico del sistema energético global. Si las tensiones en la región encarecen el crudo, el impacto podría sentirse también en la Argentina, donde el aumento de los combustibles tiene efectos directos sobre una inflación que ronda el 35% anual.
El Estrecho de Ormuz continúa siendo el principal cuello de botella energético del sistema internacional. Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), en 2024 transitaron por este paso marítimo aproximadamente 20 millones de barriles diarios de petróleo y productos petroleros, lo que equivale a cerca del 20% del consumo mundial de líquidos petroleros y a más de una cuarta parte del comercio marítimo global de petróleo.
Alternativas de emergencia de los hidrocarburos de Arabia Saudita
Este volumen confirma su carácter estratégico para la seguridad energética global. Entre 2022 y 2024, el tránsito de crudo y condensados por el estrecho se redujo en torno a 1,6 millones de barriles diarios, descenso que fue parcialmente compensado por un aumento de aproximadamente 0,5 millones de barriles diarios en el comercio de productos refinados.
Gas Natural Licuefaccionado
El GNL acompaña en paralelo al crudo: casi una quinta parte del comercio global de GNL transita por esta ruta. En 2024, Qatar exportó alrededor de 263,3 millones de m³ por día de GNL a través de Ormuz, mientras que los Emiratos Árabes Unidos enviaron cerca de 19,8 millones de m³ por día. Más del 90% de las exportaciones de GNL de Qatar dependen de este paso marítimo, y la mayor parte de esos volúmenes se dirige a mercados asiáticos.
En el caso de los combustibles refinados, los análisis de mercado elaborados por la consultora Kpler indican que el estrecho concentra aproximadamente el 10% del comercio marítimo mundial de gasoil o diésel y cerca del 20% del comercio marítimo global de combustible para aviación o querosén. Estas cifras reflejan la importancia del Golfo Pérsico no sólo como región exportadora de crudo, sino también como proveedor de combustibles intermedios para los mercados internacionales.
En este contexto, Arabia Saudita adoptó medidas preventivas para garantizar la continuidad de sus exportaciones energéticas. El reino dispone del oleoducto Este-Oeste (Petroline), que conecta los campos petroleros del Golfo con el puerto de Yanbu en el Mar Rojo (BUSCAR MAPA). Esta infraestructura posee una capacidad nominal cercana a los 5 millones de barriles diarios y permite desviar parte de las exportaciones saudíes evitando el Estrecho de Ormuz en caso de interrupciones.
Las tensiones regionales también han influido en las expectativas del mercado petrolero. Diversos análisis financieros han advertido que un escenario extremo de interrupción del tránsito energético en el Golfo podría provocar fuertes aumentos de precios. En 2025, analistas de JPMorgan estimaron que una crisis mayor en Medio Oriente podría llevar el precio del petróleo a niveles cercanos a los US$ 120-130 por barril.
Mientras tanto, la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) decidió mantener una política prudente de aumento gradual de la oferta. El grupo acordó incrementar la producción conjunta en aproximadamente 206.000 barriles diarios a partir de abril de 2026, evitando una expansión más agresiva de la oferta en un contexto de elevada incertidumbre.
Impacto en el mercado
En función del conflicto, los precios de los crudos de referencia del mercado internacional volaron. En este contexto, el Brent —referencia predominante para Europa, África y gran parte del comercio internacional de petróleo— se sitúa aproximadamente en torno a los US$ 91-93 por barril. El crudo del Mar del Norte, constituye el principal punto de referencia para la formación de precios en el mercado atlántico y sirve de base para numerosos contratos de suministro a escala global.
No obstante, el brent llegó a superar transitoriamente los US$ 120 por barril en operaciones intradiarias, impulsado por la prima de riesgo geopolítico asociada a las tensiones en Medio Oriente y a la posibilidad de interrupciones en los flujos de suministro a través del Golfo y del estrecho. Estos picos, sin embargo, se produjeron en un contexto de elevada especulación financiera y de compras precautorias en los mercados de futuros, por lo que no necesariamente reflejan un nuevo nivel de equilibrio del mercado sino más bien un momento de fuerte estrés en el sistema energético global.
Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI), cuyo punto de entrega se encuentra en Cushing, Oklahoma, cotiza ligeramente por debajo del Brent. Su precio se ubica aproximadamente entre los US$ 86 y 88 por barril. Esta diferencia responde a factores estructurales del mercado energético, entre ellos la abundancia relativa de crudo en América del Norte, las condiciones logísticas internas de los Estados Unidos y las particularidades de calidad y transporte del hidrocarburo. El diferencial entre ambos marcadores —conocido como spread Brent-WTI— suele oscilar en el orden de los cuatro a seis dólares por barril, manteniendo el Brent una prima sobre el crudo estadounidense.
En el caso del crudo Arabian Light —también denominado Arab Light—, principal variedad exportada por Arabia Saudita, su precio no se determina mediante una cotización única en el mercado spot, sino más bien a través de un sistema de precios oficiales de venta (Official Selling Prices, OSP) que la empresa estatal Saudi Aramco fija mensualmente. Dichos precios se establecen como diferenciales respecto de determinados marcadores regionales: Brent para el mercado europeo, ASCI (Argus Sour Crude Index) para los Estados Unidos y el marcador Oman-Dubai para Asia. En términos aproximados, y considerando estos diferenciales, el Arabian Light se ubica actualmente en un rango cercano a los US$ 89–95 dólares por barril, dependiendo del mercado de destino y de los ajustes comerciales aplicados en cada región.
El crudo doméstico
En lo que respecta a la Argentina, los crudos de referencia utilizados en el mercado interno y en las operaciones de exportación son principalmente el Medanito y las distintas corrientes asociadas a la producción de Vaca Muerta. El crudo Medanito, producido fundamentalmente en la cuenca Neuquina y caracterizado por su calidad relativamente liviana y bajo contenido de azufre, suele cotizar con un pequeño descuento respecto del Brent debido a factores logísticos, de transporte y de mercado.
En el contexto actual de precios internacionales, su valor se ubicaría aproximadamente en un rango cercano a los US$ 82–87 por barril, dependiendo de las condiciones de comercialización y del destino del crudo.
Por su parte, el petróleo producido en la formación Vaca Muerta —que en muchos casos se comercializa bajo especificaciones similares al Medanito o mediante mezclas destinadas a exportación— se encuentra estrechamente vinculado a la evolución del Brent en los mercados internacionales. Las corrientes de shale oil provenientes de Vaca Muerta suelen negociarse con descuentos variables respecto del Brent, asociados principalmente a costos de evacuación, capacidad de transporte y características de refinación. En términos generales, y en el escenario actual de precios internacionales, el crudo exportable de Vaca Muerta se situaría en niveles próximos a los 80–85 dólares por barril.
En conjunto, la estructura de precios muestra la histórica dependencia del mercado petrolero argentino respecto de los benchmarks internacionales. Si bien los crudos locales presentan descuentos derivados de factores logísticos, regulatorios y de mercado, su evolución sigue de manera estrecha las tendencias del Brent y, en menor medida, del WTI, lo que vincula directamente la dinámica energética argentina con las fluctuaciones del sistema petrolero global.
¿Y la Inflación?
Con los datos que hoy tiene la economía argentina y el acoplamiento de los precios del crudo doméstico con los internacionales, una suba fuerte internacional sería inflacionaria, incluso el FMI ya advirtió sobre un aumento de la inflación internacional.
El punto de partida no es neutro. La inflación mensual ya venía acelerándose desde hace ocho meses: fue de 1,6% en junio de 2025, 1,9% en julio, 1,9% en agosto, 2,1% en septiembre, 2,3% en octubre, 2,5% en noviembre, 2,8% en diciembre y 2,9% en enero de 2026. Es decir, en ese tramo el IPC subió 1,3 puntos porcentuales, lo que muestra que la desinflación ya venía perdiendo fuerza antes del nuevo shock petrolero. Además, en noviembre la división Vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles subió 3,4%; en diciembre, Transporte subió 4,0% y Vivienda 3,4%.
La inflación interanual (últimos 12 meses) se ubicó en 32,4% según el último dato disponible del IPC de enero de 2026 publicado por el INDEC.
Sobre esa base, el canal más inmediato sería el de los combustibles. Economistas locales estiman que, si el salto del petróleo internacional se sostiene, el traslado a surtidor en Argentina podría rondar hasta 10%. Ya en 2025 el rubro combustible fue el principal impulsor de los costos logísticos: en el índice FADEEAC, el combustible marcó 45% en el año, mientras el costo total del transporte aumentó 37%, es decir 5,5 puntos por encima de la inflación minorista de ese año. Eso importa mucho porque en Argentina el gasoil es un costo transversal: pega en fletes, distribución de alimentos, materiales de construcción, insumos industriales y transporte de media distancia.
Llevado a cifras concretas, un aumento de 10% en naftas y gasoil no implicaría un salto equivalente del IPC total, pero sí podría agregar una presión visible. Como inferencia razonable a partir del peso del transporte en el índice y de los efectos de segunda ronda, un shock podría sumar aproximadamente entre 0,3 y 0,6 puntos porcentuales a la inflación mensual repartidos entre el mes del ajuste y el siguiente. En otras palabras, si la inflación venía orbitando alrededor de 2,8%-2,9%, un traslado relevante del petróleo podría empujarla hacia una zona de 3,2%-3,5% mensual, siempre que el aumento llegue completo a surtidores y no sea amortiguado por impuestos, atraso de precios o absorción de márgenes.
Ahora bien, el segundo dato decisivo es que la economía real no está acompañando con una demanda fuerte. En enero de 2026, el IPI manufacturero del INDEC cayó 3,2% interanual. La utilización de la capacidad instalada había sido de 53,8% en diciembre de 2025, contra 56,7% un año antes. Y la encuesta de la UIA mostró un cuadro todavía más contractivo: el Monitor de Desempeño Industrial indica una caída de 36,5 puntos; el 53,3% de las firmas reportó menor producción que a fines de 2025 y el 54,7% informó caída de ventas internas. A eso se suma que las ventas minoristas pyme cayeron 5,6% interanual en febrero.
Cuando la demanda está firme, el mayor costo energético se traslada más rápido a precios finales. Cuando las ventas están cayendo, en cambio, una parte del shock se “traba” en la cadena: refinadoras, transportistas, distribuidores e industrias intentan remarcar, pero comercios y fabricantes no siempre logran convalidarlo porque venden menos. Por eso, en la Argentina actual, la suba del crudo probablemente tendría un impacto inflacionario importante pero más acotado que en un ciclo expansivo. El shock se vería con claridad en combustibles, algo en logística y algo en tarifas, pero bastante menos en el resto de los bienes de lo que ocurriría con consumo robusto.
La demanda energética industrial refuerza esa idea. En noviembre de 2025, la demanda eléctrica total cayó 3,2% interanual hasta 10.712,3 GWh, el nivel más bajo para ese mes desde 2021. Dentro de ese total, la demanda industrial bajó alrededor de 0,4%, mientras que en los primeros once meses de 2025 la demanda total acumuló una caída de 0,4% y el año móvil mostró una retracción de 0,6%. Es decir, no hay un escenario de industria sobrecalentada que pueda absorber alegremente un encarecimiento de la energía: el consumo energético muestra una economía contenida.
En gas y electricidad el impacto sería más lento, pero no inexistente. Si el petróleo alto encarece sustitutos, combustibles líquidos para generación y parte de la energía importada, eso termina presionando tarifas o subsidios. Pero ahí el traslado depende mucho más de la decisión regulatoria que en el caso de naftas y gasoil. Por eso, en el corto plazo, el mayor efecto inflacionario vendría por combustibles líquidos y logística; en un segundo escalón podrían aparecer tarifas energéticas si el Gobierno opta por seguir trasladando costos.
Combustibles y paridad
Un aumento significativo del precio internacional del petróleo impactará a través de tres canales principales: combustibles líquidos, tarifas de gas por redes y tarifas eléctricas. Sin embargo, el grado de traslado a precios internos depende del esquema regulatorio, del nivel de subsidios y de la política energética vigente.
El impacto más directo y rápido se produce en los combustibles líquidos (naftas y gasoil). El precio en surtidor se forma a partir de varios componentes: el valor del crudo utilizado por las refinerías, los costos de refinación y logística, los impuestos y el margen comercial.
El crudo de referencia para el mercado doméstico sigue de cerca al Brent, por lo que un aumento fuerte del precio internacional genera presión inmediata sobre las refinadoras. De hecho, especialistas señalan que cuando el Brent sube con rapidez, aumenta la presión para trasladar ese incremento al precio de las naftas y el gasoil, ya que las refinadoras venden en el mercado interno pero compran o valorizan el petróleo con referencia internacional.
En la actualidad, los precios de los combustibles en Argentina se encuentran cerca o incluso por encima de la llamada paridad de importación, es decir, el precio que tendrían si el combustible se trajera del exterior. Esto significa que el sistema se encuentra relativamente alineado con el mercado internacional, por lo que nuevas subas del crudo tenderían a trasladarse con mayor facilidad a los surtidores.
En segundo lugar, el impacto sobre elgas natural por redes esmás indirecto. El precio del gas en Argentina depende principalmente del costo de producción local —sobre todo del gas de Vaca Muerta— y de los precios que el Estado reconoce en los contratos del Plan Gas o en los mecanismos de abastecimiento.
Sin embargo, el petróleo influye de varias maneras. Primero, porque el gas importado (GNL o gas de países vecinos) suele estar indexado a referencias internacionales de energía, muchas veces vinculadas al petróleo. Segundo, porque un aumento del crudo eleva el costo de los combustibles líquidos que se utilizan como sustitutos en generación eléctrica o en industrias. En un contexto de reducción de subsidios y convergencia hacia tarifas que reflejen el costo real del sistema energético, estas variaciones internacionales tienden a trasladarse gradualmente a la factura final de los usuarios.
Petróleo y Tarifas
El efecto sobre las tarifas eléctricas también es indirecto pero relevante. El precio mayorista de la electricidad en Argentina depende de la estructura de generación del sistema, donde participan hidroeléctricas, nucleares, renovables y centrales térmicas que funcionan con gas o combustibles líquidos. Cuando sube el petróleo, aumentan los costos de generación en aquellas centrales que utilizan gasoil o fuel oil, y también puede encarecerse el gas en determinados momentos del año. Ese incremento del costo de generación se refleja en el precio mayorista de la energía (MEM) y, si el Estado reduce subsidios, termina trasladándose a las tarifas que pagan los usuarios finales.
En síntesis, una suba fuerte del precio internacional del crudo —como los picos cercanos a 120 dólares— tendría en Argentina un efecto escalonado. El impacto más rápido se vería en los combustibles líquidos, que responden directamente a la paridad internacional. Luego aparecerían efectos más graduales en el gas por redes y en la electricidad, principalmente a través de los costos de generación, de importación de energía y del esquema de subsidios vigente. Al mismo tiempo, este escenario también tiene un efecto positivo para la balanza energética del país, ya que mayores precios internacionales incrementan los ingresos por exportaciones de petróleo provenientes de Vaca Muerta.
Politica de precios
Durante gran parte de las últimas seis décadas, la Argentina utilizó distintos mecanismos para desacoplar el precio interno del petróleo de las cotizaciones internacionales. El instrumento más conocido fue el llamado “barril criollo”, una política mediante la cual el Estado fijaba un precio de referencia doméstico para el crudo producido en el país, diferente del Brent u otros benchmarks internacionales. El objetivo era doble: por un lado, proteger a los consumidores y a la economía local de las fuertes oscilaciones del mercado mundial; por otro, garantizar un nivel mínimo de rentabilidad para las empresas productoras, evitando que caídas abruptas del precio internacional paralizaran la inversión.
Este sistema comenzó a tomar forma después de la crisis energética de comienzos de la década de 2000. Durante los años posteriores a la crisis de 2001–2002, el Estado argentino implementó un esquema de precios internos administrados para los combustibles y el petróleo, con el fin de contener la inflación y sostener el abastecimiento interno. En ese contexto, el crudo producido en el país se comercializaba en el mercado doméstico a precios que podían ubicarse por debajo del Brent cuando el petróleo internacional estaba alto, o bien por encima del precio internacional cuando el Brent caía, manteniendo así un nivel relativamente estable.
Un ejemplo claro de este mecanismo ocurrió entre 2014 y 2016, cuando el precio internacional del petróleo se desplomó desde más de 100 dólares a menos de 40 dólares por barril. Para evitar una caída abrupta de la actividad petrolera —especialmente en la cuenca Neuquina y en los proyectos no convencionales de Vaca Muerta— el gobierno sostuvo un precio interno del crudo cercano a los 60–70 dólares por barril, muy por encima del valor internacional de ese momento. Ese precio sostén funcionó precisamente como un “barril criollo”.
Más tarde, en 2020, durante la pandemia de COVID-19, el colapso del precio internacional del petróleo llevó nuevamente al Estado argentino a restablecer formalmente el mecanismo del barril criollo. Mediante un decreto se fijó un precio interno de referencia de 45 dólares por barril para el petróleo producido en el país. La medida buscaba evitar el derrumbe de la producción y de las inversiones en la industria hidrocarburífera en un contexto de demanda global muy deprimida.
Sin embargo, a partir de los últimos años se produjo un proceso gradual de convergencia hacia los precios internacionales. El desarrollo de Vaca Muerta y la creciente orientación exportadora de la producción de petróleo hicieron cada vez más difícil sostener un desacople completo entre los precios internos y los internacionales. Al mismo tiempo, las reformas del mercado energético y la necesidad de reducir distorsiones económicas llevaron a una mayor alineación con la paridad de exportación o de importación, es decir, con los precios que surgirían de comerciar el petróleo y los combustibles en el mercado internacional.
Con las cifras actuales, el efecto más probable sería una inflación que ya pasó de 1,6% en juniode 2025 a 2,9% en enero de 2026, un petróleo internacional persistentemente más caro podría agregar entre 0,3 y 0,6 puntos mensuales al IPC en el corto plazo, principalmente por combustibles y transporte. Ese impacto sería real, pero no explosivo, porque se enfrentaría a una economía con industria en caída, capacidad ociosa elevada, ventas internas debilitadas y demanda energética todavía fría.
El pasado que vuelve
Sí, planteado de ese modo tu observación es básicamente correcta. Si se mira el proceso histórico en perspectiva larga, Argentina mantuvo durante gran parte de los últimos setenta años algún tipo de desacople entre el precio interno del petróleo y el precio internacional, aunque ese desacople se instrumentó mediante mecanismos muy distintos según la etapa histórica.
Entre las décadas de 1950 y 1980 el desacople se daba dentro de un modelo energético estatal e integrado, con YPF como empresa dominante del sistema. El petróleo producido en el país se vendía a precios fijados administrativamente y no según las cotizaciones internacionales. Incluso cuando operaban empresas privadas —como durante los contratos petroleros del gobierno de Arturo Frondizi— el crudo debía venderse a YPF a precios definidos por el Estado. En ese período el precio del petróleo era básicamente una variable de política económica, orientada a sostener el proceso de industrialización y a mantener bajos los costos energéticos internos.
En la década de 1990 hubo una ruptura importante con ese esquema. Las reformas del sector energético, la privatización de YPF y la desregulación del mercado petrolero acercaron mucho más los precios internos a los precios internacionales. En ese momento el sistema argentino se integró de manera más directa al mercado global del petróleo.
Sin embargo, después de la crisis económica de 2001–2002 el Estado volvió a intervenir fuertemente en el sector energético. A partir de entonces se implementaron distintos instrumentos para evitar que el precio internacional del petróleo se trasladara plenamente al mercado interno. Entre esos instrumentos estuvieron los acuerdos de precios entre empresas, la llamada “mesa de crudos”, los controles sobre combustibles y, en determinados momentos, el denominado “barril criollo”, que fijaba un precio interno de referencia distinto del internacional.
Por lo tanto, si se toma el período largo desde mediados del siglo XX hasta la actualidad, puede afirmarse que durante la mayor parte de esos setenta años el precio interno del petróleo en Argentina no siguió automáticamente al precio internacional. Lo que cambió a lo largo del tiempo fueron los instrumentos institucionales y regulatorios utilizados para producir ese desacople: primero un sistema estatal integrado, luego una breve etapa de liberalización en los años noventa, y posteriormente diversos mecanismos de intervención y coordinación del mercado interno.
Puma Energy, la red global de estaciones de servicio del gigante global Trafigura, oficializó la apertura de una nueva estación de servicio en la Ruta Nacional Nro 9, a la altura de la ciudad de Baradero. Esta inauguración se alinea con la estrategia de la firma de consolidar su presencia en los nodos viales más relevantes del país.
El nuevo centro operativo destaca por su escala, ocupando una superficie de 3 hectáreas. La infraestructura técnica dispone de una playa para vehículos livianos con dos islas de carga, además de un sector específico para transporte pesado que cuenta con seis puestos de abastecimiento simultáneo. Esta configuración permite optimizar los flujos de tránsito y mejorar la eficiencia en la atención de flotas comerciales.
En cumplimiento con las nuevas demandas de movilidad sustentable, el establecimiento incorpora dos puntos de cargadores eléctricos. Asimismo, el complejo fue provisto de instalaciones de servicios complementarios que incluyen áreas de vestuarios y baños de uso exclusivo para transportistas, elevando los estándares de confort en las rutas de larga distancia.
La unidad de negocios de retail de la estación integra una tienda Super 7 junto con la cadena de hamburgueserías Dean & Dennys. Esta asociación comercial busca diversificar la oferta gastronómica y potenciar la experiencia del cliente a través de una propuesta de alta calidad, complementada por un espacio exterior diseñado para el descanso.
El nuevo concepto de estaciones de servicio
Alejandro Stevenazzi, gerente comercial de Puma Energy, señaló que la puesta en valor de la sede en Baradero forma parte de un programa integral de modernización. Según el directivo, el objetivo es transformar los puntos de venta en espacios polifuncionales que brinden soluciones técnicas para los vehículos y un entorno de comodidad para los pasajeros.
Con esta incorporación, la empresa supera las 410 estaciones de servicio activas en la Argentina. En paralelo, la compañía avanza en la actualización estética y funcional de sus tiendas de cercanía, y a la fecha se remodelaron 190 locales bajo las insignias Super 7 y Shop Express, con la meta de alcanzar las 250 unidades renovadas antes de finalizar el año.
Por su parte, Hernán Zagabria, representante de la firma operadora Zagabria S.A., destacó la oportunidad de integrar esta renovación de red. El empresario remarcó que su gestión aportará el conocimiento operativo para que la estación cumpla con los estándares de calidad y atención, posicionándose como una unidad insignia para la marca.
Puma Energy, como parte de su capacidad instalada en el país, opera activos estratégicos como la Refinería de Bahía Blanca, la terminal de Campana y la planta de lubricantes en Avellaneda. A esta estructura se suman más de 50 Agroservicios distribuidos en los principales puntos de la zona productiva rural.
El country manager de Pluspetrol, Julián Escuder; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
La empresa energética Pluspetrol firmó un nuevo convenio de adhesión al programa de Becas “Gregorio Álvarez”, iniciativa impulsada por el gobierno de la Provincia del Neuquén, mediante el cual destinará US$1 millón para fortalecer el programa durante 2026.
Se trata del tercer año consecutivo en el que la compañía acompaña esta iniciativa educativa, orientada a apoyar a estudiantes de distintos niveles del sistema educativo provincial.
Durante la firma del acuerdo, el country manager de la compañía, Julián Escuder, destacó el rol de la educación en el desarrollo social y económico. «El respaldo al programa busca contribuir a la formación de jóvenes de la provincia y ampliar sus oportunidades de desarrollo», indicó.
Inversión social con foco en educación y desarrollo
El aporte al programa de becas forma parte del plan de Responsabilidad Social que Pluspetrol prevé ejecutar en Neuquén durante 2026, el cual alcanza un total de US$4,2 millones.
Dentro de ese monto también se contempla una contribución de US$1 millón destinada al Instituto Vaca Muerta, institución orientada a la formación técnica vinculada a la industria energética.
El resto de los recursos estará destinado a distintos programas de inversión social enfocados principalmente en las localidades de Añelo y Rincón de los Sauces, zonas donde la compañía desarrolla parte de sus operaciones.
Alcance del programa de becas
El programa de Becas Gregorio Álvarez está dirigido a estudiantes desde el nivel inicial hasta la educación superior que acrediten necesidades económicas y se encuentren cursando estudios en universidades o institutos terciarios.
La iniciativa contempla apoyo financiero para cubrir matrícula, materiales de estudio, transporte y otros gastos asociados a la formación académica.
Según informó la compañía, la participación en este programa se inscribe dentro de su estrategia de responsabilidad social corporativa, orientada a acompañar políticas públicas provinciales y promover oportunidades educativas en las comunidades donde opera.
En un foro en Mendoza, representantes del sector nuclear anticiparon parte de los lineamientos que expondrán ante inversores en la Argentina Week.
El sector nuclear argentino tendrá una representación de peso en el Argentina Week, el mega evento organizado por el gobierno de Javier Milei que se desarrolla desde este lunes en Nueva York para mostrar las oportunidades de inversión en oil&gas, energía, minería y otros sectores.
La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN) alineó a las empresas del sector nuclear detrás de una agenda que busca promocionar principalmente oportunidades en minería de uranio, el ciclo del combustible nuclear, y en la supply chain para reactores modulares pequeños, según pudo saber EconoJournal.
Representantes de Nucleoeléctrica Argentina, INVAP, Dioxitek, Conuar, IMPSA, UrAmerica, Corporación América y Meitner Energy estarán presentes en el evento que organiza la Embajada Argentina en los EE.UU. en Nueva York entre el 9 y 12 de marzo, con el apoyo del JP Morgan, Bank of America, Kaszek, Citi, AmCham, AS/COA y US Argentina Business Council.
Parte de esa agenda fue adelantada el jueves por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, en un panel sobre el sector nuclear en el 7° Foro de Inversiones & Negocios Mendoza 2026.
“Hoy las empresas del sector nuclear argentino tienen una oportunidad única de consolidarse como un hub regional de innovación y de proyectar sus capacidades tecnológicas para brindar servicios al mundo”, señaló Ramos Napoli.
El encuentro reunió a referentes del sector para analizar el valor estratégico de la industria nuclear argentina, su capacidad tecnológica y su proyección internacional, así como su potencial para impulsar nuevas inversiones y fortalecer el desarrollo energético, científico e industrial del país.
Del panel participaron el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Juan Martín Campos, el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Martín Porro, y representantes de Conuar, IMPSA, INVAP y UrAmérica Argentina.
Argentina Week: la agenda programática para el sector nuclear
El gobierno puso en marcha el proceso de privatización parcial del paquete accionario de Nucleoeléctrica
La comitiva nuclear en la Argentina Week estará liderada por el secretario de Asuntos Nucleares, quien brindará el miércoles por la tarde una presentación sobre el sector y el rol de la secretaría ante inversores en el Bank of America. La presentación de Ramos Napoli será inmediatamente después de la intervención del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Por el lado de las actividades nucleares, que tendrán lugar en el Consulado de Argentina en Nueva York, incluirán el martes un panel con los CEOs de empresas del sector y el Secretario de Asuntos Nucleares frente a inversores, clientes y proveedores. De ese encuentro se espera que las empresas coordinen reuniones de negocio durante el miércoles.
Al Argentina Week asistirán el presidente de Nucleoeléctrica, el presidente de IMPSA, Jorge Salcedo, el presidente de Conuar, Rodolfo Kramer, el gerente general de INVAP, Dario Giussi, el presidente de Dioxitek, Bruno Oberlis, el CEO de UrAmérica, Omar Adra, y representantes de Corporación América y Meitner Energy. También viajará el presidente de la CNEA.
Nucleoeléctricaes la compañía estatal que opera las centrales nucleares en el país. El gobierno el año pasado puso en marcha el proceso de privatización parcial de la empresa, que podría avanzar en la segunda mitad de este año. La empresa también expondrá sus capacidades de ingeniería para brindar servicios para centrales nucleares.
IMPSA, la empresa metalúrgica adquirida el año pasado por el grupo estadounidense IAF, expondrá sus capacidades industriales para fabricar componentes y brindar servicios para centrales nucleares. La empresa meses atrás entregó una grúa pórtico para un proyecto en el complejo nuclear Atucha.
INVAP, la principal empresa de proyectos tecnológicos de la Argentina, hará foco en los proyectos de reactores multipropósito en los que esta trabajando en América Latina y el resto del mundo.
Minería de Uranio
Perforación en el proyecto de uranio y vanadio Ivana en Río Negro.
La minería de uranio es una actividad que el gobierno y el sector nuclear buscan reactivar en el país a partir de la inversión privada.
Corporación América, el holding empresarial de Eduardo Eurnekian, firmó un acuerdo con la canadiense Blue Sky Uranium para adqurir hasta el 80% del proyecto Ivana de uranio y vanadio en Río Negro. Fruto de ese acuerdo fundaron la empresa Ivana Minerals para desarrollar el proyecto, que actualmente avanza hacia las etapas de prefactibilidad y factibilidad.
UrAmerica Ltd. es una compañía privada de exploración minera enfocada en metales críticos, propietaria del proyecto de uranio Meseta Central en Chubut. La firma estadounidense Evolution Metals LLC en 2022 adquirió una participación en la empresa.
Combustibles nucleares
Dioxitek analiza producir hexafloruro de uranio en la Nueva Planta de Uranio a finalizar en Formosa.
En conexión con la minería de uranio, Dioxitek y Conuar expodrán sus capacidades para insertarse en la cadena internacional del combustible nuclear, que esta fuertemente orientada a las centrales de uranio enriquecido y agua liviana.
Dioxitek tiene la expectativa de desarrollar el negocio de producción y exportación de hexafloruro de uranio, un compuesto necesario para el enriquecimiento de uranio. Para explorar esa posibilidad firmó un acuerdo con la empresa estadounidense NANONuclear Energy.
En cuanto a Conuar, una compañía controlada por el grupo Perez Companc y que tiene a CNEA como accionista minoritaria, su expertise en la fabricación de elementos combustibles para las centrales nucleares de uranio natural y agua pesada en la Argentina lo posiciona como potencial exportador de combustibles de uranio enriquecido.
Reactores modulares pequeños
Conuar firmó un convenio con Terra Innovatum para diseñar y fabricar componentes para un microreactor nuclear.
Argentina se ha logrado posicionar como un referente en materia de desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR) gracias a la inversión estatal en el proyecto CAREM, que sirvió de escuela para la formación de talento que hoy se desempeña en empresas que estan diseñando este tipo de reactores. Este desarrollo también abre la posibilidad al país de insertarse como proveedor de componentes nucleares para reactores pequeños.
El caso más concreto es el de Meitner Energy, una empresa constituida por INVAP e inversores americanos para desarrollar el reactor modular ACR-300. Meitner Energy ya esta empleando en el país a decenas de personas en la ingeniería conceptual del reactor.
El desarrollo de reactores SMR en el mundo también abre oportunidades para IMPSA y Conuar. La empresa mendocina obtuvo un know-how importante en recipientes de presión para reactores SMR por su trabajo en el mecanizado y terminación del recipiente de presión del prototipo CAREM.
En cuanto a Conuar, firmó el año pasado un convenio con la firma europea Terra Innovatum por el cual diseñará y fabricará componentes críticos para el SOLO Micro-Modular Reactor. Conuar ya tiene experiencia fabricando componentes para centrales nucleares, como los tubos de generadores de vapor para centrales tipo CANDU.
YPF concentra el 55 por ciento del mercado de venta de combustibles.
La fuerte suba que experimentó la cotización del crudo luego del estallido de la Guerra en Medio Oriente le mete presión al precio de los combustibles en el mercado local. Sin embargo, a diferencia de lo ocurrido en otras ocasiones excepcionales, luego de la reforma de la Ley de Bases el Estado se quedó sin herramientas legales para justificar una intervención en el mercado.
Los cambios en la Ley de Hidrocarburos que limitan al gobierno
Antes de las reformas que introdujo la Ley de Bases en la Ley de Hidrocarburos 17.319, el artículo 6 decía que los precios de comercialización del petróleo en el mercado interno no podían ser inferiores a los precios de importación de condiciones similares, pero se aclaraba explícitamente que “cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de comercialización en el mercado interno, y, en ese caso, éstos podrán fijarse sobre la base de los reales costos de explotación de la empresa estatal, las amortizaciones que técnicamente correspondan, y un razonable interés sobre las inversiones actualizadas y depreciadas que dicha empresa estatal hubiere realizado”.
Ese párrafo buscaba darle al Estado la facultad para intervenir en situaciones excepcionales. Muchas veces se hizo valer ese artículo para forzar un acuerdo con los productores y lograr que vendieran el crudo por debajo de la paridad de exportación. También hubo ocasiones en las que se acordó que pudieran vender por encima del precio internacional para sostener inversiones en el upstream. Ese desacople respecto de la cotización internacional, tanto para abajo como para arriba, se conoció como barril criollo.
La nueva versión del artículo 6 establece, en cambio, que “los permisionarios y concesionarios tendrán el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, conforme la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional”. Y luego se agrega que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno para ninguna de las actividades indicadas en el párrafo anterior”
Ese cambio supuso un giro copernicano en la regulación porque a partir de entonces se estableció como objetivo principal maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos.
Cuando se debatió la Ley de Bases, algunas voces dentro del gobierno señalaron que debía incluirse una línea en el artículo 6 que relativizara este postulado en situaciones extremas, como puede ser una guerra, pero la sugerencia no prosperó.
Por lo tanto, si la fuerte suba del barril se mantiene durante las próximas semanas el impacto en el surtidor será inevitable porque lo que se cobra por el crudo es un precio equivalente al promedio de los últimos 15 días menos retenciones, que ahora son del 4% y a partir de esta suba de precios volverán a 8%.
Lo que también se buscó con la nueva redacción del artículo 6 fue evitar que el Estado utilice a YPF, donde controla la mayoría accionaria, como una herramienta de política antiinflacionaria, aprovechando que concentra el 55% del mercado de venta de combustibles. Ese papel que le hizo jugar informalmente el kirchnerismo a la petrolera nacional luego de la expropiación de las acciones de Repsol en 2012, y que se agudizó durante la gestión de Alberto Fernández y derivó en la crisis de desabastecimiento de combustibles, ahora está limitado. Los productores no integrados cuentan con un argumento regulatorio adicional para defender su posición en caso de que YPF u otra empresa refinadora quiera negociar un precio por debajo del export parity.
Lo que sí podría llegar a ocurrir es que YPF le pague la paridad de exportación a los productores no integrados, pero luego decida por motivos políticos no trasladar ese aumento al surtidor, aunque en ese caso la rentabilidad de su negocio se vería seriamente afectado.
Mayor libertad para exportar
La ley de Bases también introdujo cambios en lo que refiere a la exportación de hidrocarburos. Antes, el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, decía que “durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos”.
En otras palabras, el mercado interno se imponía por sobre la exportación. De hecho, las petroleras interesadas en exportar crudo debían iniciar un trámite en la Secretaría de Energía tres meses antes de concretar la operación. En ese acto informaban cuánto petróleo tenían previsto vender al exterior y a partir de ese momento se abría un plazo de 5 días hábiles para que cualquier refinador local que deseara ese crudo pudiera cruzar esa operación de exportación y reclamar el petróleo para su refinería.
El artículo 105 de la Ley Bases modificó el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos y estableció que los permisionarios y concesionarios tienen el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, aunque anticipó que “el efectivo ejercicio de este derecho estará sujeto a la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional”.
La reglamentación publicada en el decreto 1057/24 relativizó esa posibilidad al establecer una serie de causas por las cuáles se puede objetar total o parcialmente las exportaciones, aunque una vez que expire el plazo para las objeciones no puede afectarse las exportaciones en curso.
La empresa Shell Argentina firmó su adhesión como socia al Instituto Vaca Muerta (IVM), una iniciativa educativa de la industria energética que integran las principales empresas operadoras y de servicio para formar al talento que demandará el Upstream en los próximos años.
Durante la firma estuvieron presentes el presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister, el presidente y CEO de YPF Horacio Marín, y presidente del IVM, Lisandro Deleonardis.
“La incorporación de Shell al Instituto Vaca Muerta demuestra el compromiso que tenemos toda la industria de trabajar para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y para elevar los estándares técnicos y de seguridad”, afirmó el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.
La nueva institución brindará la formación técnica gratuita clave para el desarrollo de Vaca Muerta y para los proyectos de la industria que posicionarán al país como un exportador de energía en los principales mercados del mundo. Su inauguración está prevista para el próximo 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén.
“La educación y la formación de talentos son pilares fundamentales para el desarrollo de Vaca Muerta que impulsamos desde Shell. Nos enorgullece formar parte de este Instituto que nació y crecerá a partir de la colaboración estratégica entre todos los que formamos parte de la industria”, sostuvo su presidente, Germán Burmeister.
En la actualidad, las empresas operadoras que ya son socias del IVM son YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron y Pluspetrol; y las de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB, Huinoil PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM.
Los egresados recibirán certificados por los cursos realizados acreditando competencias técnicas y horas prácticas reconocidas por la industria y avalados por el Consejo Provincial de Educación de la provincia del Neuquén.
En el Polo Tecnológico de Neuquén, la formación se realizará con simuladores, laboratorios y talleres equipados con tecnología de vanguardia. La otra sede del IVM está ubicada en el Rio Neuquén y cuenta con un pozo escuela donde los estudiantes podrán realizar las prácticas y maniobras críticas para formarse como operadores del Upstream, se describió.
Minerven, la minera estatal venezolana, cerró un acuerdo multimillonario (aproximadamente $165 millones) con el gobierno de Estados Unidos por suministro de oro. El activo sería suministrado a la singapurense Trafigura quien será la encargada de transportarlo a las refinerías estadounidenses. El rango estimado es entre 650 y 1000 kilos de barras de oro Dore.
El acuerdo podría alivianar la suba del dólar al poder ofrecer un backup al petrodólar dada su reciente volatilidad a causa del conflicto en Medio Oriente.
Doug Burgum, secretario del interior americano, realizó una visita de 2 días a Caracas, donde se reunió con Delcy Rodríguez, presidenta interina venezolana, con el fin de negociar y gestionar el acuerdo.
La mandataria venezolana anunció reformas para el sector minero luego de reunirse con Burgum, lo que podría garantizar el ingreso de las divisas americanas que el país bolivariano tanto necesita.
El pasado primero de febrero, Estados Unidos reabrió su embajada en Caracas, restableciendo así las relaciones diplomáticas entre ambos países.
Acerca de la muy fuerte suba que registra la cotización del crudo y del gas en el mercado internacional por el conflicto bélico en Medio Oriente, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló en X que “entiendo la incertidumbre que genera la volatilidad del precio del petróleo, por eso creo importante reafirmar nuestra posición: YPF no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y estamos honrando nuestro compromiso con los consumidores”.
Tal como lo describió la semana pasada en declaraciones periodísticas, Marín reiteró que en YPF “trabajamos con una estrategia de micropricing para ir analizando los precios día a día, semana a semana y mediante el sistema de moving average podremos atenuar picos de aumento y bajas dando mayor previsibilidad a los consumidores, teniendo un precio más estable”.
“La volatilidad y la incertidumbre no genera valor real sino especulación de corto plazo y nosotros buscamos ser confiables en el tiempo”, agregó Marín.
A modo de referencia, cabe señalar que en algunas estaciones de servicio de la marca YPF en el ámbito de CABA los precios de los combustibles el domingo 8 se ubicaban en: $ 1.688 para el litro de Nafta Súper; $ 1.892 para la Infinia Nafta; en $ 1.744 para el Diesel500 (común); y en $ 1.934 para el Infinia Diesel. Con subas que suelen registrarse luego de cada medianoche, indicaron expendedores consultados.
YPF es la petrolera integrada de mayor participación en el mercado local. Sus precios en todo el país suelen ser mas bajos que el de otras importantes marcas operadoras. Varias de ellas han venido ajustando a la suba sus precios en los últimos días.
Como consecuencia de lo que está ocurriendo tras los bombardeos de Estados Unidos e Israel contra Irán, y la propagación del conflicto en la región, el precio del petróleo Brent trepó en la semana hasta rondar el lunes 9 de marzo los 104 dólares el barril, con estimaciones de nuevas fuertes subas en lo inmediato.
Javier Milei viaja a Nueva York para encarar su misión más ambiciosa desde que llegó al poder: convencer a banqueros y grandes compañías de que Argentina está lista para recibir inversiones en escala.
El viaje coincide con la Argentina Week, organizada por JP Morgan y Bank of America, y busca enviar un mensaje político clave: continuidad, estabilidad y un rumbo económico que trascienda al Gobierno.
Una “carpeta de ofertas” con tres ejes
El Presidente llega con una agenda diseñada para captar capital en sectores estratégicos.
Según la información confirmada, el Gobierno presentará tres grandes bloques:
1) Financiamiento internacional
• Argentina necesita créditos externos para refinanciar deuda.
• El Riesgo País sigue arriba de los 500 puntos, un piso que el Gobierno no logra perforar.
El gobernador Ignacio Torres viajó a Nueva York con un objetivo claro: posicionar a Chubut en la agenda global de inversiones. Invitado por Presidencia para participar de la Argentina Week, el mandatario mantuvo reuniones con bancos, fondos y corporaciones tecnológicas.
La gira incluyó un encuentro clave con Amazon, que evalúa instalar un data center en la Patagonia.
Una mesa de alto nivel en JP Morgan
Torres fue el único gobernador presente en la reunión organizada por JP Morgan, donde participaron 30 CEOs globales y el ministro de Economía, Luis Caputo.
El encuentro abordó temas de financiamiento, infraestructura y oportunidades en sectores estratégicos como energía, pesca y economía del conocimiento.
La presencia de ejecutivos de primer nivel confirma que las provincias empiezan a jugar un rol más activo en la búsqueda de capital internacional.
Amazon mira a la Patagonia para un data center
Uno de los momentos más relevantes de la gira fue el desayuno de trabajo con directivos de Amazon.
La compañía analiza instalar un data center en la región, un proyecto que podría transformar la matriz productiva de Chubut.
La provincia compite con Neuquén, pero tiene ventajas concretas:
• Energía renovable a bajo costo.
• Clima frío que reduce gastos de refrigeración.
• Subzona franca de Trelew como incentivo fiscal.
• Conectividad internacional en expansión.
El interés de Amazon no es menor: un data center de escala global genera empleo calificado, infraestructura digital y nuevas cadenas de valor.
Una Ley de Data Centers para atraer capital
Torres anunció que enviará a la Legislatura un proyecto para crear un marco normativo específico para data centers.
La iniciativa busca:
• Dar previsibilidad regulatoria.
• Atraer inversiones tecnológicas.
• Convertir a Chubut en un hub digital del Cono Sur.
Es una señal clara para los inversores: la provincia quiere competir en sectores de alto valor agregado.
Una comitiva empresarial que marca el rumbo
El gobernador viajó acompañado por referentes de peso:
• Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy.
• Directivos de Pecom.
• Representantes de la industria pesquera.
La presencia de líderes del sector energético y exportador muestra que la estrategia provincial apunta a integrar industrias tradicionales con nuevas economías.
Lectura estratégica: provincias que se globalizan
La gira de Torres refleja un cambio profundo.
Las provincias ya no esperan que la inversión llegue: salen a buscarla.
Chubut combina recursos naturales, energía competitiva y una posición geográfica estratégica.
Si logra atraer a Amazon y consolidar un marco regulatorio moderno, puede convertirse en un polo digital y energético con impacto nacional.
La oportunidad está sobre la mesa. El desafío será convertir interés en inversión y anuncios en proyectos concretos.
El sector petrolero mendocino atraviesa una transformación profunda. El Plan Andes, la estrategia de YPF para reordenar su portafolio de áreas convencionales, avanza con fuerza y abre un nuevo capítulo para la provincia.
La compañía decidió concentrar inversiones en activos de mayor productividad y poner en venta seis áreas maduras, un movimiento que reconfigura el tablero energético regional.
YPF ajusta su estrategia: menos extensión, más intensidad
El Plan Andes no es una retirada. Es una reasignación de capital.
YPF busca enfocarse en proyectos con mejor retorno y dejar espacio para que operadores especializados tomen el control de campos convencionales con declino natural.
Las áreas en venta se agrupan en dos clústeres:
Clúster Chachahuen
• Chachahuén Sur
• Puesto Hernández
• Cerro Morado Este
• Chihuidos Sierra Negra
Clúster Malargüe
• Cerro Fortunoso
• Valle del Río Grande
El proceso está siendo gestionado por el Banco Santander, lo que garantiza competencia y transparencia.
Una transición que refleja un cambio de época
La industria petrolera argentina vive un punto de inflexión.
La expansión de Vaca Muerta elevó los estándares de productividad y modificó la lógica de inversión. Los pozos no convencionales producen más, más rápido y con mayor eficiencia. Eso obliga a las cuencas tradicionales —como la mendocina— a replantear su estrategia.
Mendoza tiene historia, infraestructura y talento. Pero necesita atraer nuevos jugadores que puedan maximizar el potencial de sus yacimientos maduros.
La provincia busca reposicionarse
El gobierno mendocino sigue de cerca el proceso. La venta de áreas puede:
• Atraer empresas medianas con foco en recuperación secundaria y terciaria.
• Sostener empleo y actividad en zonas petroleras históricas.
• Impulsar inversiones en tecnología para mejorar factores de recobro.
• Diversificar la matriz energética provincial.
La clave será cómo se articule la transición para evitar caídas abruptas en producción y actividad.
YPF mantiene activos estratégicos
La compañía conservará los proyectos con mayor potencial y su complejo industrial de Luján de Cuyo, pieza central del downstream regional.
La decisión confirma que Mendoza sigue siendo parte del mapa estratégico de la empresa, aunque con un perfil distinto.
Lectura estratégica: una oportunidad para nuevos jugadores
El Plan Andes abre un espacio que el mercado venía esperando.
Las áreas maduras pueden ser altamente rentables para operadores con estructuras más livianas y foco técnico.
Para Mendoza, la transición puede convertirse en una oportunidad de reconversión productiva, con más inversión, más competencia y más tecnología.
La industria cambia. Y la provincia se mueve para no quedar atrás.
El petróleo Brent volvió a romper un umbral psicológico. Superó los USD 90 por barril y encendió alertas en todo el mundo. La escalada bélica en Medio Oriente impulsó un salto de más del 5% en una sola rueda, con un impacto directo sobre logística, energía y precios globales.
Para Argentina, el movimiento tiene un doble efecto: más dólares por exportaciones, pero también mayor presión sobre los combustibles.
Un shock externo que mueve la macro
El conflicto en el estrecho de Ormuz —por donde pasa casi el 20% del petróleo mundial— volvió a tensionar la oferta global. El mercado reaccionó rápido. El barril tocó los USD 91,5 y consolidó una tendencia alcista que ya se siente en toda la cadena energética.
Para la economía argentina, el impacto es inmediato. Por cada USD 10 de aumento en el Brent, el país suma USD 1.300 millones adicionales por exportaciones. Son dólares de alta calidad, que fortalecen la balanza comercial y mejoran la hoja de balance macro.
Pero el shock también tiene costo interno
El salto del crudo encarece la importación de energía. Solo en GNL, Argentina deberá pagar USD 500 millones extra si los precios se mantienen en estos niveles durante el invierno. Ese diferencial presiona sobre tarifas, costos logísticos y competitividad industrial.
Además, el mercado local de combustibles ya anticipa ajustes. Horacio Marín, presidente de YPF, fue claro: si el Brent se sostiene por encima de USD 80, el traslado a precios es inevitable. Con el barril arriba de USD 90, el aumento es cuestión de tiempo.
El impacto en surtidores será gradual
El Gobierno y las petroleras coinciden en un punto: evitar un shock inflacionario. Por eso, los ajustes serán escalonados. La estrategia busca amortiguar el impacto sobre transporte, alimentos y logística, tres sectores sensibles en la dinámica de precios.
Una oportunidad que depende de la infraestructura
El contexto global favorece a Vaca Muerta. Pero la capacidad de capturar ese beneficio depende de la infraestructura. El país todavía necesita completar obras clave para ampliar la evacuación de gas y petróleo. Sin esos proyectos, parte del potencial exportador queda limitado.
Lectura estratégica: energía como variable macro
El salto del Brent confirma que la energía volvió a ser un factor central en la economía global. Para Argentina, el movimiento abre una ventana de oportunidad. Más exportaciones, más divisas y un sector con capacidad de traccionar crecimiento.
Pero también exige equilibrio. El desafío será administrar el impacto interno sin frenar la competitividad. En un mundo donde la geopolítica define precios, la estabilidad energética se convierte en un activo estratégico.
San Juan volvió a marcar el rumbo. La provincia tomó una decisión estratégica que trasciende su frontera y se proyecta al país y al mundo: consolidar un modelo minero moderno, competitivo y ambientalmente controlado. No es un giro improvisado.
Es una política de Estado que combina estabilidad, licencia social y proyectos de escala global en un momento en que los minerales críticos definen la economía del siglo XXI.
Un modelo que se sostiene en el tiempo
San Juan entendió antes que otras provincias que la minería no es una actividad más. Es empleo, infraestructura, exportaciones y desarrollo en zonas donde otras industrias no llegan.
La clave fue construir un modelo basado en:
• Decisión política sostenida
• Reglas claras
• Debate social sin extremos
• Controles ambientales crecientes
Ese equilibrio permitió que la provincia se convierta en un caso testigo de minería moderna en Argentina.
Presencia fuerte en la feria minera más importante del mundo
La provincia tuvo un rol destacado en la PDAC, la feria minera de Canadá, donde se presentan los proyectos más relevantes del planeta.
San Juan llevó al exterior iniciativas como:
• Vicuña
• Los Azules
Ambos posicionan a la provincia como uno de los polos mineros más importantes del país, especialmente en cobre, un mineral clave para la transición energética global.
El agua como eje del debate: ciencia, control y transparencia
La nota de Huarpe lo plantea con claridad:
Ese enfoque implica:
• Monitoreo ambiental independiente
• Acceso público a la información
• Tecnología de punta para control hídrico
• Sanciones reales cuando algo se hace mal
San Juan busca demostrar que minería y protección del agua pueden convivir bajo estándares modernos.
Minerales críticos: una ventana global que no espera
El mundo demanda:
• Cobre para electrificación
• Litio para baterías
• Oro como reserva de valor
La transición energética aceleró la competencia global por estos recursos. San Juan decidió no mirar desde afuera: quiere ser protagonista.
Integración productiva: proveedores, infraestructura y desarrollo local
La minería no funciona aislada. Necesita una estrategia integral:
• Proveedores locales fuertes
• Capacitación técnica
• Infraestructura compartida
• Regalías que se traduzcan en obras, educación y salud
• Agregado de valor cuando sea posible
La provincia busca que el desarrollo minero tenga un impacto real en la vida cotidiana.
Lectura estratégica: un modelo que puede escalar
San Juan ofrece algo que el mundo valora:
• Estabilidad
• Consenso social
• Proyectos de clase mundial
• Gobernanza ambiental moderna
En un contexto global donde los minerales críticos definen cadenas de valor, la provincia se posiciona como un actor central.
La oportunidad está abierta. Y San Juan decidió aprovecharla con una estrategia que combina visión, ciencia y desarrollo.
Miguel Galuccio, presidente y fundador de Vista Energy, dejó una señal clara al mercado: “La realidad macroeconómica es mucho mejor que la que teníamos hace tiempo atrás”. La frase sintetiza el clima que hoy atraviesa el sector energético.
Más estabilidad, reglas más claras y un horizonte exportador que se consolida. Para una compañía que invirtió USD 6.000 millones en ocho años, el contexto importa. Y mucho.
Vaca Muerta ya no es promesa: es plataforma de crecimiento
Galuccio lo plantea sin rodeos. Argentina pasó de un déficit energético de USD 7.000 millones en 2012 a un superávit de USD 7.000 millones en 2025. La diferencia la hizo Vaca Muerta.
Hoy la formación neuquina explica más del 70% de la producción nacional y genera un excedente exportable que supera los 300.000 barriles diarios.
Para Vista, ese escenario es el terreno ideal. La compañía se consolidó como la petrolera privada de mayor crecimiento, con un modelo que combina eficiencia operativa, disciplina de capital y talento local.
Un modelo que se replica: inversión sostenida y cultura de equipo
Vista cotiza en la Bolsa de Nueva York y opera con estándares internacionales. Galuccio destaca que el diferencial no está solo en la geología, sino en la cultura de trabajo:
• Equipos jóvenes.
• Procesos ágiles.
• Foco en productividad.
• Compromiso con la eficiencia.
Ese enfoque permitió perforar más rápido, producir más y reducir costos. En un sector donde cada dólar cuenta, la gestión importa tanto como el recurso.
Un marco regulatorio que acompaña
El presidente de Vista valoró tres decisiones del Gobierno que cambiaron el tablero:
• Liberalización de exportaciones, clave para atraer capital.
• Disciplina macroeconómica, que reduce volatilidad.
• Incentivos a la inversión, como el RIGI para perforación y producción.
Para Galuccio, estas medidas alinean a Argentina con los estándares que exigen los fondos internacionales. Y eso abre la puerta a una nueva ola de inversiones.
Lectura estratégica: energía como motor macro
La entrevista deja un mensaje de fondo. La energía volvió a ser un pilar de estabilidad macroeconómica.
Vaca Muerta está “desrisqueada”: madura, competitiva y con escala.
Vista Energy se posiciona como un jugador central en esa transformación.
Y el país tiene, por primera vez en décadas, un sector capaz de generar divisas de forma sostenida.
El desafío ahora es sostener el rumbo. Si la macro acompaña y la regulación se mantiene estable, la energía puede convertirse en el principal motor de crecimiento de la economía argentina.
Mendoza volvió a escena con un mensaje claro: la minería ya no es un debate abstracto, sino una política económica en construcción. En el Foro de Inversiones & Negocios, la provincia presentó su cartera minera, los avances del sector y una hoja de ruta que busca atraer capital, fortalecer instituciones y consolidar un modelo de desarrollo sostenible.
Una mesa minera con alta convocatoria
La presentación se realizó en la Mesa de Minería, una de las más concurridas del Foro.
Participaron funcionarios, empresarios, inversores, académicos y organizaciones civiles.
El dato no es menor: el ecosistema minero mendocino empieza a mostrar densidad institucional, algo clave para cualquier proceso de inversión de largo plazo.
Un clima inversor que cambia
El subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, destacó que el interés por la minería creció de forma sostenida en los últimos dos años.
La provincia mostró:
• Proyectos con avances concretos
• Más de ocho expositores especializados
• Participación activa de ONG vinculadas a la política energética futura
El mensaje fue directo: Mendoza quiere previsibilidad, diálogo y reglas claras.
Hitos 2025 y objetivos 2026
El director de Minería, Jerónimo Shantal, presentó los hitos alcanzados en 2025 y los objetivos para 2026.
La estrategia apunta a:
• Mayor institucionalidad
• Procesos más transparentes
• Un marco regulatorio moderno
• Crecimiento sostenido del sector
La provincia busca que la minería deje de ser una discusión pendular y se convierta en una política de Estado.
Un Foro con fuerte presencia empresarial
El Foro reunió a inversores nacionales e internacionales, referentes del sector energético, minero, logístico y tecnológico.
El ministro Rodolfo Vargas Arizu fue contundente:
La minería aparece como uno de los vectores más dinámicos dentro de esa agenda.
Lectura estratégica: Mendoza quiere volver al mapa minero
La provincia está construyendo un nuevo consenso minero, basado en:
• Institucionalidad
• Participación social
• Visión de largo plazo
• Articulación público–privada
El Foro mostró que Mendoza dejó atrás la etapa de parálisis y entra en una fase de maduración, donde el interés inversor vuelve a crecer.
El desafío ahora es convertir ese interés en proyectos concretos, con impacto en empleo, infraestructura y exportaciones.
La minería vuelve a ser una oportunidad. Y Mendoza decidió tomarla con una estrategia que combina técnica, política y desarrollo.
Argentina volverá a ser protagonista en la agenda energética internacional. Del 24 al 26 de marzo de 2026, Buenos Aires será sede del 39° Congreso Iberoamericano de GLP, el encuentro más importante del sector en América Latina. El evento reunirá a más de 2.000 participantes de más de 20 países, entre empresarios, reguladores, técnicos y especialistas.
La elección del país como anfitrión después de casi una década es una señal de confianza institucional y un reconocimiento al peso estratégico del GLP en la matriz energética regional.
Un punto de encuentro para toda la cadena del GLP
El Congreso se realizará en el Hotel Hilton de Puerto Madero, donde se debatirán tendencias, regulación, innovación y transición energética.
Es el espacio donde se define la agenda técnica y comercial del sector para los próximos años.
Una agenda que combina técnica, regulación e innovación
Durante tres jornadas se analizarán temas clave:
• Seguridad y operación del GLP
• Marcos regulatorios en evolución
• Dinámica comercial y precios
• Innovación tecnológica
• El rol del GLP en la transición energética
El Congreso permitirá al país mostrar avances, discutir desafíos y fortalecer vínculos con los principales actores del mercado iberoamericano.
La Feria del GLP: negocios, tecnología y acuerdos
En paralelo al Congreso se realizará la Feria del GLP, con más de 70 expositores.
Participarán:
• Fabricantes de equipos
• Proveedores de tecnología
• Empresas de servicios
• Startups del sector energético
Es un espacio clave para cerrar acuerdos, explorar inversiones y conocer las últimas innovaciones del mercado.
Un hito institucional para Argentina
El regreso del Congreso al país coincide con un momento de reconfiguración energética global.
El GLP vuelve a ganar protagonismo por su:
• Bajo impacto ambiental
• Versatilidad en hogares e industrias
• Rol como energía de transición
Además, se destaca un acuerdo regional histórico firmado por CEGLA con cámaras de toda Iberoamérica para compartir información técnica, estadística y regulatoria.
Ese entendimiento fortalece la integración energética latinoamericana.
Lectura estratégica: Argentina vuelve al centro del mapa energético
Ser sede del Congreso Iberoamericano de GLP no es solo un evento.
Es una oportunidad para:
• Reposicionar al país en la agenda energética regional
• Atraer inversiones
• Mostrar capacidades técnicas e industriales
• Impulsar acuerdos comerciales
• Integrarse a una red de cooperación internacional
El GLP es parte del presente y del futuro energético.
Y Argentina decidió ocupar un lugar central en esa conversación.
La nueva reforma laboral incorporó un cambio clave para toda la cadena energética: la venta de combustibles fue declarada servicio esencial. La medida abarca producción, transporte, distribución y comercialización.
Desde ahora, estaciones de servicio, refinerías y operadores logísticos deberán garantizar al menos el 75% del servicio durante paros o medidas de fuerza. Es un piso más alto que el de otras actividades críticas, que operan con un 50% mínimo.
Un cambio estructural para la operación del sector
La decisión reconoce algo que el mercado viene señalando hace años: sin combustibles no hay economía posible. El abastecimiento sostiene transporte, agro, industria, logística y servicios esenciales. Por eso, la reforma apunta a blindar la continuidad operativa en un sector donde cualquier interrupción genera efectos inmediatos.
Además, las asambleas internas ya no podrán frenar la actividad. Deberán contar con autorización previa del empleador y no podrán afectar el servicio. La norma también endurece sanciones ante bloqueos o tomas.
Impacto directo en estaciones de servicio
Las estaciones pasan a operar bajo un nuevo marco:
• Obligación de sostener el 75% del servicio en paros.
• Mayor previsibilidad para la planificación operativa.
• Reducción del riesgo de desabastecimiento en picos de demanda.
• Menor exposición a conflictos gremiales que afecten la caja diaria.
Para el sector, la medida aporta estabilidad y continuidad, dos variables críticas en un negocio de márgenes ajustados y alta dependencia logística.
La logística también queda alcanzada
El transporte de combustibles es parte del servicio esencial. Esto incluye:
• Camiones cisterna.
• Operadores mayoristas.
• Distribución a estaciones y grandes clientes.
La continuidad logística es clave para evitar cuellos de botella. La reforma reduce la vulnerabilidad del sistema ante paros prolongados o bloqueos en plantas y terminales.
Lectura estratégica: previsibilidad para una cadena crítica
La energía es infraestructura. Y la infraestructura necesita continuidad. La reforma laboral avanza en esa dirección.
Para las empresas, la medida ordena el marco operativo y reduce incertidumbre.
Para el Gobierno, es un paso hacia un esquema donde la energía sostiene la actividad económica sin interrupciones.
Para la cadena de valor, abre una etapa donde la planificación de inversiones y la eficiencia operativa ganan terreno.
En un país donde cada punto de abastecimiento importa, declarar esencial la venta de combustibles es una señal clara: la energía no puede detenerse.
La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a sacudir al mercado global. El petróleo subió 12% en un solo día y acumula un alza del 36% en marzo, con el barril cerca de los USD 90. Para Argentina, este salto abre una oportunidad exportadora. Pero también presiona sobre combustibles, logística e inflación.
En ese contexto, Santa Fe quedó en el centro de dos fuerzas que avanzan al mismo tiempo: el boom energético de Vaca Muerta y la amenaza europea sobre el biodiésel de soja, uno de sus motores industriales.
Santa Fe mueve fichas: misión oficial a Vaca Muerta
Más de 20 empresas santafesinas viajaron a Neuquén junto al gobernador Maximiliano Pullaro. El objetivo fue claro: posicionar a la provincia como proveedor estratégico de bienes y servicios para la industria del petróleo y el gas.
Durante la visita, Pullaro firmó un acuerdo con el gobernador neuquino Rolando Figueroa para fortalecer la integración productiva entre ambas provincias. La señal es contundente: Santa Fe quiere entrar en la liga mayor del oil & gas.
Vaca Muerta acelera y redefine el mapa productivo
Neuquén vive un crecimiento sin precedentes. Llegan 100 familias por semana atraídas por la actividad petrolera. Es la única provincia que generó empleo neto en los últimos años.
La expansión de Vaca Muerta demanda más proveedores, más logística y más tecnología. Y ahí aparece Santa Fe, con su entramado metalmecánico, su industria de maquinaria y su capacidad exportadora. La provincia quiere capturar parte de esa cadena de valor que hoy mueve inversiones, empleo y dólares.
La otra batalla: Europa y el biodiésel
Mientras Vaca Muerta abre puertas, el biodiésel enfrenta un frente externo complejo. Europa evalúa medidas que podrían afectar exportaciones clave de Santa Fe.
La industria local busca alternativas. Y la diversificación hacia petróleo y gas aparece como una estrategia para equilibrar riesgos y ampliar mercados.
Lectura estratégica: una oportunidad para el federalismo productivo
El movimiento de Santa Fe hacia Vaca Muerta muestra algo más profundo:
• La energía como motor de integración territorial.
• La industria como puente entre regiones.
• La logística como ventaja competitiva.
La guerra empuja los precios. Vaca Muerta acelera. Y Santa Fe se posiciona para no quedar afuera de la transformación energética más grande de la Argentina en décadas.
La oportunidad está. La clave será convertir acuerdos en contratos, y contratos en empleo, inversión y exportaciones.
El impacto de la guerra sigue profundizándose. En la madrugada, los Brent y WTI treparon a los 117$ por barril luego de cerrar en 103 (WTI) y 104 (Brent) respectivamente, precios más altos desde 2022. ¿Qué retos presenta esto para la industria?
Mientras reina la incertidumbre y los precios vuelan, el rally por el crudo comienza a tomar forma: Reacomodamiento de activos, precios, balances y stock están a la orden del día.
La inquietud por el suministro tras el bloqueo del estrecho de Ormuz avivó las llamas de la volatilidad de los mercados: la industria no puede determinar si este conflicto va a durar 3 días más o un 1 año. En otras palabras, el barril puede superar fácilmente los 157$ (bonos futuros).
La coyuntura de la situación impacta profundamente a los países de la CCG (Baréin, Kuwait, Omán, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Catar). Con el estrecho de Ormuz cerrado, refinerías dañadas y tankers sin destino, el escenario en medio se recrudece.
El impacto económico ya comenzó, y el efecto dominó alcanzó a los países de Asia no productores, con subas de hasta 70% en combustibles y petroquímicos.
Por otro lado, China (según su agencia de noticias Global Times) estaría en negociaciones activas con Irán para garantizar el salvoconducto de crudo y GNL, ya que aproximadamente un 30% y un 40% de su matriz energética proviene del estrecho de Ormuz.
Las consecuencias del conflicto también resuenan en mercados adyacentes; el mercado de carbón también presenció subas de hasta un 15%, cerrando a 135 $/T, dejando pocas áreas del sector energético sin afectar. Si bien esto puede ser entendido a priori como una oportunidad para el sector de renovables, muchos de sus insumos y componentes siguen siendo relacionados con la fundición de metales (carbón) o petroquímica, planteando un futuro incierto para los aceleracionistas del medio ambiente.
Asimismo, para Argentina, esto significa un inminente aumento de la suba de combustibles e insumos derivados de crudo. Según analistas, esto podría llevar a un aumento superior al 15% por los atrasos de precios.
GeoPark anunció que se sumará al Programa Provincial de Becas “Gregorio Álvarez” con un aporte de USD 250.000, en el marco de un encuentro con el gobernador Rolando Figueroa y del inicio de su operación en el país.
“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 GeoPark.
La Compañía llega a Neuquén con una visión de desarrollo de largo plazo, sustentada en la convicción de que la inversión productiva debe acompañarse del fortalecimiento del capital humano y de las capacidades institucionales del territorio. Este compromiso está alineado con su Sistema Integrado de Valores, que orienta la gestión hacia una operación segura, responsable y generadora de prosperidad.
En ese marco, la contribución forma parte de la estrategia de inversión social de GeoPark, que promueve mejores condiciones de vida en las comunidades donde opera y prioriza el acceso a la educación como plataforma de movilidad social y desarrollo productivo. En una provincia como Neuquén, donde el crecimiento de Vaca Muerta demanda talento, capacidades técnicas y liderazgo local, ampliar oportunidades educativas también contribuye a consolidar un ecosistema competitivo y sostenible.
GeoPark cuenta con una trayectoria regional impulsando el acceso a la educación. Desde 2014 lidera el Programa de Becas Universitarias para Mujeres en Ciencias e Ingenierías, que ha beneficiado a jóvenes en Latinoamérica. Asimismo, en Colombia —donde opera hace más de 14 años— mantiene un convenio con la Universidad Nacional Abierta y a Distancia (UNAD), que actualmente permite a jóvenes del departamento de Casanare cursar estudios profesionales.
Con el anuncio de su incorporación al Programa de Becas “Gregorio Álvarez”, la Compañía inicia una etapa de articulación con la Provincia orientada a integrar inversión, empleo y formación como parte de una misma visión de crecimiento sostenible en Neuquén.
Poco después de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, pronosticara una posible expansión de los bombardeos contra Irán, aviones de combate norteamericanos e iraníes dedicaron las primeras horas de este domingo a lanzar ataques sobre puntos vitales de la infraestructura iraní como son sus depósitos de petróleo y sus plantas desalinizadoras, claves para el suministro de energía y agua potable a decenas de poblaciones.
“Estados Unidos cometió un crimen flagrante y desesperado al atacar una planta desalinizadora en la isla de Qeshm. La ofensiva interrumpió el suministro de agua en 30 poblaciones”, condenó el el ministro de Exteriores iraní, Abbas Araqchi, en el inicio de una serie de ataques a más de una semana del conflicto en Medio Oriente.
En ese sentido, aviones israelíes bombardearon depósitos de petróleo iraníes en las áreas de Kuhak y Shahran de Teherán, así como en la cercana ciudad de Karaj, según informó la agencia de noticias semioficial iraní Fars. A su vez, fuentes oficiales israelíes confirmaron a la cadena CNN el comienzo de una “nueva fase de la guerra” con los bombardeos a estas instalaciones.
Al menos cuatro civiles murieron en estos bombardeos, de acuerdo con datos brindados por el director de la empresa nacional de distribución de productos petrolíferos, Keramat Veyskarami.
En Isfahán, varias plantas manufactureras sufrieron graves daños materiales por los bombardeos aviones de combate estadounidenses e israelíes contra las ciudades de la provincia. Horas más tarde, el Ejército israelí publicó un comunicado y describió esta ofensiva como un “ataque significativo que constituye un paso más en la profundización del daño a la infraestructura militar del régimen terrorista iraní”.
A pesar de que las autoridades iraníes aseguraron que estos ataques no representan una amenaza urgente al suministro de combustible, admitieron que hará falta introducir “restricciones temporales” en las zonas afectadas por el ataque de Estados Unidos e Israel.
La respuesta de Irán a la ofensiva de EE.UU. e Israel
En ese contexto, Irán efectuó ataques contra infraestructuras regionales durante las últimas horas, como por ejemplo en Bahréin, cuyas autoridades informaron de un nuevo ataque de drones iraníes contra su territorio nacional que dejaron al menos tres heridos y que tuvieron como objetivo una planta desalinizadora que sufrió daños.
Guardia Revolucionaria: Ataque a la refinería de Haifa en represalia por el ataque a la refinería de Teherán.
La infraestructura energética de Israel también está en el punto de mira iraní: esta madrugada, la Guardia Revolucionaria anunció un ataque contra una refinería de petróleo de Bazan en la bahía de Haifa utilizando misiles balísticos de combustible sólido Kheibar Shekan.
La Procuración del Tesoro de la Nación le solicitó a la Justicia de los Estados Unidos suspender “de forma inmediata” el proceso de discovery en el marco del juicio por la exporpiación de la petrolera YPF.
El órgano que dirige el flamante procurador Sebastián Amerio le solicitó una moción de emergencia ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para la suspensión de la etapa de exhibición y producción de documentos (Discovery) del requerimiento de aplicación de sanciones y de la audiencia probatoria fijada para los días 21 al 23 de abril de este año.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, los abogados de la Argentina detallaron una presentación en donde explican la justificación para pedir la suspensión, basada en los “fundamentos sólidos” que existen para revertir la decisión apelada. Entre ellos señalan la “incorrecta apelación del derecho argentino” y el “fórum non conveniens”.
A su vez, advierten que la continuidad del discovery “ocasiona un prejuicio irreparable para la soberanía nacional”, pudiendo impactar en la “previsibilidad necesaria para el normal desarrollo de sus relaciones financieras”.
También se destacó que el interés público aconseja “evitar impactos en las relaciones exteriores” y “posibles ineficiencias procesales” si la decisión de fondo torna “abstractas” las controversias vinculadas a la ejecución.
“Cabe señalar que la Argentina ha cumplido ampliamente con las órdenes dictadas en el proceso, produciendo más de 117.500 páginas de documentación y facilitando aproximadamente 37 horas de testimonio de siete funcionarios de alto rango”, se indicó. También destacó la entrega de más de 800 páginas adicionales y 86 notas de voz.
Sin embargo, los demandantes solicitaron que el país sea declarado “en desacato” y que se le impongan sanciones, las cuales Argentina consideró como “improcedentes y desproporcionales”.
En otro tramo de la presentación, se mencionó el respaldo que recibió el país del Departamento de Justicia norteamericano, el cual presentó ante el tribunal de la jueza de Nueva York Loretta Preska un documento a favor de la Argentina.
Sobre el final, la Procuración indicó que se seguirán ejerciendo todas las acciones y recurso jurídicos previstos para “resguardar la plena vigencia de la Constitución Nacional y de los principios del derecho internacional público”.
“Se sostendrá una defensa firme y consistente del interés nacional y de su soberanía frente a cualquier medida que considere contraria al orden jurídico argentino y a las normas fundamentales que rigen las relaciones entre Estados”, se agregó.
Los combustibles podrían aumentar hasta un 15% en Argentina si se mantienen los actuales niveles del precio internacional del petróleo, que volvió a dispararse en medio de la escalada del conflicto en Oriente Medio. El barril de Brent, referencia global del crudo, superó los 100 dólares, su valor más alto desde 2021, lo que encendió alertas en el sector energético local sobre un posible impacto en los surtidores.
La suba del petróleo se produjo tras nuevas tensiones geopolíticas en la región y declaraciones del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, quien sostuvo que el conflicto solo terminará con la “rendición incondicional” de Irán.
El aumento de los precios responde principalmente al temor de los mercados a una interrupción del suministro energético global, especialmente por la situación en el estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más importantes para el comercio de hidrocarburos y por donde circula cerca del 20% del petróleo que se comercializa en el mundo.
Desde el inicio de la crisis, varias infraestructuras energéticas fueron atacadas y el tránsito de petroleros en la zona se redujo, lo que incrementó la incertidumbre en los mercados internacionales. Analistas advierten que cada día que el estrecho permanece afectado aumenta la presión sobre el mercado petrolero.
Ajustes
En el plano local, especialistas del sector energético estiman que por cada dólar que sube el barril de crudo el precio final de los combustibles puede ajustarse entre 1% y 1,3%, aunque el traslado a los surtidores no suele ser automático.
El impacto potencial podría acercarse al 15% si el petróleo se mantiene en esos niveles durante varios meses. En términos concretos, esto podría traducirse en subas de entre 200 y 300 pesos por litro en naftas y gasoil.
De todos modos, el traslado al precio final depende de varios factores. En Argentina, el valor de los combustibles incluye el costo del petróleo, el margen de refinación, los impuestos y el componente de biocombustibles que deben mezclar las petroleras. En promedio, la materia prima representa cerca del 40% del precio final.
En ese esquema también tiene un rol clave YPF, que concentra alrededor del 55% del mercado minorista y suele marcar el ritmo de los ajustes que luego replican el resto de las compañías.
El Gobierno de Río Negro participó del simulacro de contención de derrame en el río Neuquén, organizado por la Prefectura Naval Argentina – delegación Comahue.
La práctica se desarrolló a través del Departamento Provincial de Aguas (DPA) en el marco de las actividades anuales exigidas por el Plan Nacional de Contingencia (PLANACON), orientado a empresas que operan transporte por ductos en zonas cercanas a ríos navegables.
Estos ejercicios permiten evaluar tiempos de respuesta, coordinación interinstitucional y protocolos de actuación ante eventuales incidentes con hidrocarburos.
Durante la jornada, la empresa Oleoductos del Valle SA (OLDELVAL) presentó el alcance de los dispositivos que instrumenta para la detección temprana de incidentes en cruces de ríos, así como los procedimientos de activación de equipos para la intervención inmediata ante derrames.
El simulacro contempló:
Activación de sistemas de alerta y monitoreo.
Despliegue de equipos para contención de hidrocarburos.
Retiro y recuperación del producto.
Disposición final segura.
Saneamiento de áreas afectadas.
La participación del DPA refuerza el rol del Gobierno de Río Negro como garante del cuidado del agua y la protección de los ríos, promoviendo la articulación con organismos nacionales y empresas operadoras.
Preparar la provincia para el futuro implica anticiparse, planificar y actuar. La prevención es una inversión en seguridad ambiental, en producción y en el bienestar de las comunidades.
El Gobierno de Río Negro creó el Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional, con el objetivo de reactivar pozos, promover nuevas inversiones y sostener el empleo en áreas maduras de petróleo y gas.
Esta iniciativa fue publicada mediante el Decreto 136/26 la semana pasada en el Boletín Oficial. La medida se enmarca en un contexto de declino estructural de la producción convencional en todo el país y también en la Provincia. Entre 2015 y 2025, la producción convencional cayó 43,5% en petróleo y 51,8% en gas a nivel nacional, afectada por el agotamiento natural de los yacimientos, menores inversiones y mayores costos operativos.
En Río Negro, la explotación convencional representa hoy el 68% de la producción de petróleo y el 53% del gas provincial. Sin embargo, desde 2013 la curva productiva mantiene una tendencia descendente, con una tasa promedio de decrecimiento interanual cercana al 6%.
El nuevo programa establece una reducción del 50% en la alícuota de regalías aplicable exclusivamente a la producción incremental. En términos concretos, sobre el volumen adicional que se genere por nuevas inversiones se abonará únicamente el 6% en concepto de regalías por diez años o hasta el vencimiento de la concesión vigente, lo que ocurra primero.
Además, cuando corresponda, se eximirá del aporte complementario del 3% sobre esa misma producción incremental.
La medida no afecta la producción base existente ni implica reducciones en Ingresos Brutos ni en cánones de superficie. Se trata de un esquema focalizado que busca viabilizar inversiones que hoy no se ejecutarían bajo el régimen actual.
Condiciones para acceder al programa
Las concesionarias que deseen adherir deberán presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementario, que supere los compromisos ya asumidos en los acuerdos vigentes.
Asimismo, deberán acreditar una curva de Producción Básica certificada por auditor externo habilitado por la Secretaría de Energía de la Nación, sobre la cual se determinará el volumen incremental efectivamente alcanzado.
El incentivo se aplicará únicamente sobre el diferencial positivo entre la producción real y la producción base aprobada.
El programa apunta especialmente a la reactivación de pozos inactivos mediante trabajos de pulling, workover, optimización de sistemas de extracción e inversiones en compresión e inyección.
Estas intervenciones permitirán extender la vida útil de los yacimientos, mejorar el factor de recuperación de reservas, preservar infraestructura existente y sostener el empleo directo e indirecto en las regiones productivas.
Una refinería de Bapco en Barhéin fue impactada este lunes. Fuente: Gentileza Reuters.
La perspectiva de una guerra prolongada enMedio Oriente ganó terreno durante el fin de semana, atizando aún más la escalada en los precios internacionales de la energía y productos derivados. El precio del petróleo Brent, el barril de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, cruzó este lunes la barrera de los US$ 100 por barril, un precio visto por última vez en los primeros meses de la guerra de Rusia contra Ucrania.
La campaña militar iniciada el 28 de febrero por los Estados Unidos e Israel contra Irán esta provocando una de las mayores desestabilizaciones en la historia en los mercados energéticos. El Brent cruzó la barrera de los US$ 100 por barril en la apertura de los mercados en Asia, con precios que llegaron a tocar los US$ 118 por barril. Al cierre de esta nota el Brent había moderado su alza, cotizando a US$103 por barril, un aumento de 12% con respecto al cierre del viernes.
La escalada de los precios llevó a los ministros de Finanzas de los países del G7 a convocar para este lunes a una reunión de emergencia por videollamada para abordar el impacto del virtual bloqueo del comercio por el estrecho de Ormuzsobre la economía global.
Financial Times publicó que los ministros analizarán con el apoyo de la Agencia Internacional de Energía una liberación coordinada de sus reservas de petróleo de emergencia.
Guerra en Medio Oriente: Trump evalúa el despliegue de tropas en Irán
La campaña militar de EE.UU. e Israel contra Irán esta empoderando a la línea dura del régimen iraní y generando la perspectiva de un conflicto prolongado en Medio Oriente. La administración de Donald Trump ya evalúa el despliegue de tropas estadounidenses.
Alí Jamenei Mojtaba, un clérigo de línea dura e hijo del difunto ayatolá Alí Jamenei, fue finalmente elegido este fin de semana como nuevo líder supremo de Irán por la Asamblea de Expertos, la máxima autoridad clerical del país.
La elección de Mojtaba supone una toma aún más fuerte del control del Estado por parte de la Guardia Revolucionaria Islámica. Trump había anticipado el viernes su negativa a una eventual elección de Mojtaba como nuevo líder iraní.
El presidente estadounidense reveló el sábado que consideran el despliegue de tropas bajo ciertas circunstancias. Trump declaró a los periodistas a bordo del Air Force One que solo enviaría tropas por una «muy buena razón» y si el ejército iraní estuviera «tan diezmado que no pudiera combatir en tierra».
Irán prosiguió el fin de semana con sus ataques contra países del Golfo Pérsico e Israel. Bapco, la petrolera estatal del reino de Bahrein, anunció este lunes el cese de las exportaciones de combustibles por «fuerza mayor» tras un impacto iraní sobre su refinería en la isla de Sitra.
Arabia Saudita interceptó cuatro drones que se dirigían al yacimiento petrolífero de Shaybah, mientras que Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Kuwait informaron de ataques con misiles. En una zona residencial en la provincia saudí de Al-Kharj al menos dos personas murieron y 12 resultaron heridas el fin de semana debido a la caída de un proyectil.
La respuesta de los países árabes por el momento sigue siendo diplomática. El Ministerio de Asuntos Exteriores de Arabia Saudita informó que “renueva la condena categórica del Reino de Arabia Saudita a las reprensibles agresiones iraníes contra el Reino, los estados del Consejo de Cooperación del Golfo, varios países árabes e islámicos y naciones amigas, que no pueden aceptarse ni justificarse bajo ninguna circunstancia”.
El primer ministro de Qatar, el jeque Jassim Al Thani, instó a todas las partes a desescalar el conflicto. «Seguiremos dialogando con los iraníes y seguiremos intentando reducir la tensión», declaró el primer ministro.
“La ampliación de la potencia dependerá mucho de la cantidad de ofertas, dónde se ubiquen y precios”, aseguró el director nacional de Generación Eléctrica, MaximilianoBruno, durante un desayuno exclusivo de networking de Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Si bien queda del lado del regulador definir si habrá más capacidad adjudicable, una segunda vuelta o un precio para que los oferentes se adapten, hoy en día hay 700 MW adjudicables, aunque puede ser un 10% más, dependiendo de la estructura de los proyectos”, agregó ante empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM.
La convocatoria, formalizada mediante la Resolución SE N° 50/2026, busca incorporar 700 MW de sistemas stand-alone para reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir interrupciones en distintas regiones del país.
El esquema prevé una inversión estimada en USD 700 millones y contratos de hasta 15 años, con CAMMESA como offtaker y una remuneración centrada en la disponibilidad de potencia.
El cronograma concentra el proceso en menos de cuatro meses, dado que la presentación de ofertas técnicas y administrativas (Sobres A) será el 8 de mayo, con evaluación hasta el 21 de mayo y publicación de resultados el 28 de mayo.
Mientras que las ofertas económicas (Sobres B) se abrirán el 5 de junio, con adjudicación prevista para el 19 de junio y firma contractual desde el 25 de junio de 2026.
En cuanto a los plazos operativos, el 1 de enero de 2027 será la fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos asignados.
Además, el director nacional de Generación Eléctrica de Argentina, envió además un mensaje directo a los desarrolladores respecto a la relevancia estratégica de esta instancia: “No sabremos si habrá otra licitación, por lo que invitamos a los interesados a ponerle ganas a la convocatoria AlmaSADI, ofrecer buenos precios y tratar de ganar”.
El contexto regulatorio también incide en el análisis, debido a que durante 2025 se llevó a cabo la subasta BESS AlmaGBA (713 MW adjudicados) y licitaciones hidroeléctricas, en tanto que para este año también se prevén convocatorias para la concesión de más centrales hidráulicas y la ampliación de redes de transmisión.
“Si se puede ordenar el mercado con las licitaciones ya realizadas y en marcha, más los cambios dados en la resolución SE 400/2025, no sé si habrá otra licitación de baterías. La idea es que no, excepto que si alguna distribuidora lo solicite o CAMMESA entiende que se debe realizar una licitación en algún punto específico, por algún nodo o alguna cuestión puntual”, reconoció Bruno.
“El objetivo de la Secretaría es lanzar esta licitación y dejar que el mercado fluya un poco, porque hay herramientas dentro de la Resolución SE N° 400/2025 para que entre nuevo almacenamiento o nueva generación”, complementó JuanLuchilo, gerente general de CAMMESA, durante el desayuno exclusivo de FES Argentina.
Rocío Sicre, directora general de EDP España, advirtió que el país puede convertirse en uno de los grandes polos de atracción de capital renovable en Europa o perder esa oportunidad por falta de infraestructura y señales regulatorias claras.
“Necesitamos inversión en redes y necesitamos inversión en demanda. El capital es móvil y puede elegir venir a España o irse a cualquier otro país. Tenemos todas las condiciones: precio competitivo, energía limpia y una de las mejores conectividades de Europa, pero debemos ser capaces de aprovechar eso”, afirmó Sicre, durante el FES Iberia 2026, ante 500 ejecutivos del sector, al plantear que el cuello de botella ya no es la generación sino la red y la transformación del consumo.
“Por cada euro que se está invirtiendo en generación, se invierte 0,4 en redes, no tiene sentido”, manifestó. A ello se suma un dato estructural que condiciona la integración renovable en todo el continente: el 40% de la red europea tiene más de 40 años.
«Al regulador le pediría que busque ese equilibrio. Tenemos que abrirle las puertas a la demanda, evitar la sobreregulación y buscar equilibrio entre visibilidad a largo plazo para la inversión, la seguridad de un marco económico, un marco regulatorio estabile, que ahora mismo no existen», apuntó la ejecutiva.
Esa falta de previsibilidad, según explicó, termina afectando tanto a nuevos proyectos de generación como al desarrollo de consumo electrificado. La saturación de nudos y los procesos de concurso simultáneos para capacidad de generación y consumo están generando una parálisis que, en términos prácticos, limita la expansión del sistema.
“Estamos dejando a nivel de concurso casi todos los nudos, lo que está produciendo una parálisis para que se pueda desarrollar la demanda y lo que no puede ser es que tengamos un sistema en el que no cabe más capacidad”, sostuvo.
Para Sicre, el riesgo no es tecnológico sino estructural, dado que sin modernización de la infraestructura y sin señales regulatorias claras, la integración de nueva capacidad y la llegada de capital podrían desacelerarse.
En ese marco, insistió en que la transición energética ya no puede analizarse exclusivamente desde la óptica climática: “La transición va un poco más allá de lo que es meramente climático, estamos hablando ya de seguridad, de independencia energética”.
Hibridación y almacenamiento: la respuesta tecnológica a un sistema tensionado
Frente a un sistema que requiere mayor flexibilidad y capacidad de integración, EDP viene avanzando en un modelo operativo basado en la complementariedad tecnológica. Para Sicre, la discusión ya no se limita a producir más capacidad renovable, sino a gestionar mejor su aporte al sistema.
“Ya no buscamos producir más megavatios, es cuándo y cómo producirlo”, afirmó durante el encuentro.
Esa lógica explica la estrategia de hibridación que la compañía inició en 2016 con un piloto que combinó hidráulica y solar. En 2022 puso en marcha en Alqueva, Portugal, un proyecto solar flotante integrado a hidráulica; y un año más tarde avanzó con esquemas que combinan hidráulica, solar y eólica en Polonia e Iberia, a tal punto que actualmente supera 1 GW en proyectos fotovoltaicos en cartera en la región.
Además, la próxima etapa incorpora almacenamiento como pieza estructural del modelo, de modo que la compañía pondrá en marcha su proyecto con eólica, solar y batería.
Desde su perspectiva, las baterías no deben analizarse como una carga convencional, sino como un activo de gestión del sistema, aunque también remarcó la cuestión regulatoria y cómo los sistemas BESS compiten con cualquier consumo; por lo que destacó la importancia de colocar «el concepto de flexible”.
Para la Directora General de EDP España, reconocer la naturaleza flexible del almacenamiento resulta clave para optimizar la red existente, mejorar la integración renovable y aportar estabilidad en un entorno de mayor penetración variable.
La estrategia tecnológica del grupo se alinea así con el diagnóstico estructural planteado ante el regulador: sin infraestructura moderna y sin reglas diferenciadas para activos flexibles, el sistema perderá eficiencia y competitividad en la captación de inversión.
PCR anunció el financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial,para el desarrollo y la construcción de su nuevo parque eólico Olavarría, así como para inversiones destinadas a ampliar la capacidad de transmisión a lo largo del corredor de alta tensión Bahía Blanca–Abasto, conectando una región con recursos eólicos de primer nivel con el mayor centro de demanda del país.
IFC actúa como estructurador líder de un préstamo corporativo senior por USD 110 millones otorgado a una sucursal dedicada de Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. (GEAR I), garantizado por GEAR I y por PCR. El préstamo incluye un tramo A (A Loan) de US$30 millones a ser aportados con recursos propios de IFC y un tramo B (B Loan) por un total de US$80 millones, a ser aportados por bancos de desarrollo y bancos comerciales. El repago de los prestamos se realizará entre los siete (7) y nueve (9) años desde su otorgamiento.
El proyecto se desarrolla conjuntamente con Acindar Industria Argentina de Aceros S.A. (una empresa del grupo ArcelorMittal), compañía productora de aceros largos en Argentina, que abastecerá sus operaciones con energía renovable proveniente del proyecto para apoyar la descarbonización de sus actividades.
La inversión del proyecto representa un costo total de USD 275 millones y contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad total instalada de 185,6 MW.
También 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).
Se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al SADI, por lo que la combinación de nueva generación limpia y mayor capacidad de transmisión contribuirá a reducir costos energéticos, mejorar la competitividad y consolidar un sistema eléctrico más resiliente.
El parque eólico Olavarría ha sido aprobado bajo el esquema RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) y generará energía limpia equivalente al consumo anual de electricidad de aproximadamente 230.000 hogares. Asimismo, aportará importantes co-beneficios climáticos, incluida la reducción de aproximadamente 320.000 toneladas métricas de emisiones de CO₂ equivalente por año por parte de la industria.
“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”, señaló Makhtar Diop, Director General de IFC. “Nuestra alianza con PCR moviliza capital privado para ofrecer energía confiable y accesible, al tiempo que amplía la capacidad de transmisión, contribuyendo a impulsar el crecimiento, mejorar la competitividad y aprovechar todo el potencial de la economía argentina”.
Por su parte, MartínBrandi, CEO de PCR, señaló: “Desde PCR reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo energético y productivo de la Argentina. Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país, promueven inversiones de largo plazo y consolidan una base sólida para un crecimiento sostenible que beneficie a toda la sociedad”.
AES Corporation, Global Infrastructure Partners, parte de BlackRock, y el fondo EQT Infrastructure VI, junto con los co-suscriptores California Public Employees’ Retirement System (“CalPERS”) y Qatar Investment Authority, firmaron el acuerdo definitivo bajo el cual el Consorcio adquirirá AES por USD 15 por acción en efectivo, lo que representa un valor patrimonial total de USD 10700 millones y un valor empresarial de aproximadamente USD 33400 millones.
La deuda neta consolidada ascendía a USD 27561 millones al 31 de diciembre de 2025, incluyendo la asunción de la deuda existente. La transacción representa una prima del 40,3 % sobre el precio medio ponderado por volumen de las acciones de 30 días antes del 8 de julio de 2025, último día completo de cotización antes del primer informe de prensa sobre una posible adquisición.
El Consorcio financiará el 100% del precio de compra para adquirir la Compañía con capital. Además, la transacción fue aprobada por unanimidad por el Directorio de AES y se espera que se cierre a fines de 2026 o principios de 2027, sujeto a la aprobación de los accionistas de AES, la recepción de las aprobaciones regulatorias federales, estatales y extranjeras aplicables y el cumplimiento de otras condiciones de cierre habituales.
A través de esta adquisición, se espera que AES amplíe plataforma de energía limpia en América, incluyendo 11,8 GW en acuerdos firmados hasta la fecha para suministrar energía a importantes empresas tecnológicas, dado que bajo propiedad privada, AES se beneficiará de una mayor flexibilidad financiera que le permitirá acelerar su estrategia de crecimiento.
Jay Morse, presidente del consejo de administración de AES , afirmó: «Tras una rigurosa revisión de las opciones estratégicas, el consejo de administración de AES determinó que esta transacción con el Consorcio maximiza el valor para los accionistas y ofrece un atractivo valor en efectivo. AES tiene una necesidad significativa de capital para respaldar el crecimiento más allá de 2027, en particular dadas las nuevas e importantes inversiones en los negocios de generación y servicios públicos de EE. UU. De no concretarse una transacción con el Consorcio, la empresa probablemente requeriría un plan que incluya la reducción o eliminación del dividendo o nuevas emisiones sustanciales de capital».
Andrés Gluski, presidente y director ejecutivo de AES , aseguró: «Esta transacción maximiza el valor para los accionistas actuales y posiciona a la Compañía para el éxito a largo plazo, a medida que continuamos cumpliendo nuestros compromisos con los clientes, las comunidades y las personas. Esperamos colaborar con el Consorcio, que ha expresado su reconocimiento por el valor de la innovación, el alcance global y la diversa cartera de AES».
Bayo Ogunlesi, presidente y director ejecutivo de Global Infrastructure Partners, parte de BlackRock , sostuvo: «En un momento en el que se necesitan inversiones significativas en nueva capacidad de generación, transmisión y distribución de electricidad, especialmente en Estados Unidos, esperamos aprovechar la experiencia de GIP en inversión en infraestructura energética, así como nuestras capacidades operativas, para impulsar el compromiso de AES de satisfacer las necesidades del mercado».
Masoud Homayoun, Director de Infraestructura de EQT , destacó: «Esperamos colaborar con el equipo de AES para fortalecer su plataforma operativa, lo que incluye mejorar la fiabilidad y la competitividad a largo plazo, a la vez que apoyamos una transición energética responsable y sostenible».
El proyecto Parque Eólico Fénix de EDF power solutions Chile, emplazado en la comuna de Negrete en la Región del Biobío, obtuvo su Resolución de Calificación Ambiental (RCA), tras la recomendación de aprobación por parte de la Dirección Ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).
El proyecto considera la construcción y operación de una central eólica con una potencia instalada de 128 MW, que estará compuesta por 16 aerogeneradores.
Además, el Parque Eólico Fénix considera la incorporación de un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) de 150 MWh, infraestructura clave para aportar mayor flexibilidad al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
La electricidad generada será evacuada a través de la conexión a la Subestación Epuleufú, fortaleciendo la red eléctrica en la zona sur del país.
El CEO de EDF power solutions Chile, Joan Leal, destacó que “la aprobación ambiental del Parque Eólico Fénix representa un hito clave dentro de la estrategia que estamos implementando, la cual considera desarrollar y construir proyectos que aporten energía renovable y flexibilidad al sistema eléctrico. Como EDF power solutions estamos enfocados en seguir colaborando con una transición energética sostenible, competitiva y segura”.
Y cabe recordar que el Grupo EDF está presente en Chile desde el año 2014, y cuenta con una capacidad instalada de generación de más de 1400 MW, lo que lo convierte en el quinto actor del sector generación más importantes del país, con un portafolio diversificado de proyectos en desarrollo, que considera proyectos híbridos de generación renovable con almacenamiento, así como también proyectos de tecnologías innovadoras como el hidrógeno verde.
El modelo de negocios del Grupo EDF en Chile considera el desarrollo de proyectos en co-control con socios con expertise local, de modo que actualmente, participa junto a AME en la propiedad de Generadora Metropolitana, a través de la cual opera la planta solar CEME 1 (las más grande del país) y las centrales térmicas Nueva Renca, Los Vientos y Santa Lidia. Además, participa junto al Grupo Ibereólica Renovable de la propiedad del parque eólico Cabo Leones I.
El Comité de Expertos para la Revisión del Sistema Regulatorio del Sector Eléctrico de Chile, encabezado por el biministro de Energía y de Economía, Fomento y Turismo, ÁlvaroGarcía, presentó la propuesta de reformas enfocada, principalmente, en el sector distribución, la que será entregada a las próximas autoridades.
El documento se basa en un diagnóstico que evidenció que el diseño regulatorio vigente de la distribución, construido a partir de una empresa modelo eficiente, requiere ajustes para impulsar la incorporación de nuevas tecnologías y permitir mayor adaptabilidad del sistema frente a cambios en los patrones de consumo y generación, y ante riesgos de desastres naturales.
Entre las medidas propuestas se encuentra la implementación de medidores inteligentes a través de pilotos adaptados a clientes y zonas específicas; la modernización de la tarificación, que alinee los patrones de consumo de la demanda con la necesidad de flexibilidad del sistema; y la modificación del modelo de remuneración, que reconozca planes de inversión de activos e incorpore incentivos para robustecer la red.
Además, se plantea integrar los recursos energéticos distribuidos, con el fin de habilitar nuevos modelos de negocios que aporten flexibilidad al sistema; la incorporación de pilotos y sandbox regulatorios, que permita probar innovaciones tecnológicas, operativas, tarifarias o de mercado; y un análisis de la gobernanza y de la institucionalidad del sector, promoviendo la participación técnica y ciudadana en los procesos tarifarios.
El Comité, integrado por diez expertos, realizó cinco sesiones de trabajo que terminaron en una propuesta de hoja de ruta para mejorar la resiliencia y seguridad del sistema eléctrico.
“Se ha logrado un acuerdo transversal, técnico y responsable que le vamos a dejar en herencia al próximo gobierno para que, ojalá, lo implemente, y así logre mejorar la seguridad, la resiliencia y los menores costos del sistema eléctrico, y de esa manera beneficiar tanto a los clientes como a las empresas productoras”, indicó el biministro García al destacar y agradecer el trabajo de los profesionales.
Asimismo, HermannGonzález, miembro del Comité y vicepresidente del Consejo Fiscal Autónomo (CFA), resaltó: “Me gustaría valorar la intención de aportar a la discusión pública y entregar al futuro gobierno una hoja de ruta sobre los cambios administrativos y regulatorios que se necesitan en una industria que no sufre cambios desde hace 40 años, y que hoy está cambiando de manera muy importante y que es necesaria para la calidad del suministro eléctrico que llega a los hogares”.
En esta línea, RodrigoMoreno, académico de la Universidad de Chile y director del Centro de Energía para Latinoamérica y el Caribe (Enlace), subrayó la importancia de reformar el sector distribución pensando en los cambios que han experimentado los clientes. “El país está viviendo una transición energética, mientras los consumidores enfrentan una transformación tecnológica y digital que está cambiando rápidamente su comportamiento. En este contexto, la distribución es el segmento que da la cara al consumidor final, como último eslabón de la cadena de suministro eléctrico”.
El Instituto Vaca Muerta incorporó como socias a las empresas PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM, alcanzando así un total de 19 compañías de servicios que se suman a esta iniciativa educativa.
El Instituto ofrece una formación técnica en la región, basada en la práctica, la seguridad y la excelencia operativa como pilares fundamentales.
En la primera apertura de inscripciones, el instituto tuvo un record de 13.000 inscriptos. Se proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, en perfiles clave para la operación de la industria, abarcando áreas como perforación, fractura, producción, mantenimiento y tratamiento de crudo y gas.
La incorporación de las nuevas socias refuerza el rol estratégico de la nueva institución educativa que se inaugura el próximo 16 de marzo para el desarrollo del talento técnico que requiere Vaca Muerta, con el propósito de transformar a la Argentina como una potencia exportadora de energía a los mercados internacionales.
“El Instituto Vaca Muerta es una pieza estratégica para el futuro energético del país. Necesitamos formar a los nuevos profesionales que la industria va a demandar, porque solo así vamos a garantizar una actividad más segura y eficiente. La seguridad no es negociable: la prioridad es que cada operario vuelva a su casa de la misma manera que llego al trabajo, afirmo el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.
Las empresas de servicios que ya son socias son Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB y Huinoil. A su vez, las operadoras que lo integran son: YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron y Pluspetrol.
La fuerte escalada del precio internacional del petróleo por la guerra en Medio Oriente empezó a impactar en el mercado de combustibles de la Argentina. Con el barril por encima de los US$ 90, algunas petroleras comenzaron a restringir ventas de gasoil en el canal mayorista y a reforzar controles en estaciones de servicio para evitar distorsiones entre segmentos del mercado.
Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que este viernes algunas refinadoras decidieron no despachar gasoil a clientes que no posean contratos activos de suministro, mientras que en otros casos comenzaron a aplicar mecanismos de cuotificación incluso para clientes con acuerdos vigentes.
Las medidas apuntan a evitar un fenómeno conocido en la industria como ‘cruce de canal‘, que suele aparecer cuando el precio internacional del petróleo sube con rapidez pero los valores en surtidor no acompañan ese movimiento en la misma velocidad.
Detrás de esas decisiones aparece un dato central: el fuerte salto del crudo en los mercados internacionales. El Brent —la principal referencia global— cerró este viernes por encima de los US$ 93 por barril, tras registrar una suba cercana al 25% en la semana.
Márgenes de refinación bajo presión
Con un barril por encima de los US$ 90, fuentes del sector indicaron que el negocio empieza a mostrar márgenes negativos.
“Con un crudo arriba de los 90 dólares, la contribución marginal del petróleo al negocio de refinación es negativa por primera vez en años”, explicó una fuente del sector.
En otras palabras, a esos niveles de precios ya no resulta conveniente refinar crudo porque el valor de los combustibles vendidos no alcanza a cubrir los costos marginales del proceso de destilación. Si además se incorporan los costos fijos de operación de las refinerías, el resultado económico del negocio se deteriora aún más.
Restricciones en el canal mayorista
En ese contexto, algunas petroleras comenzaron a adoptar medidas comerciales para evitar un deterioro mayor de los márgenes.
Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que en el canal mayorista —integrado principalmente por grandes industrias, transportistas y productores agropecuarios— algunas empresas tomaron la decisión de no vender gasoil a clientes que no posean contratos activos de suministro con la refinadora.
En paralelo, otra fuente del negocio de refinación indicó que desde el viernes algunas refinadoras comenzaron a reforzar los controles en el canal minorista.
Petroleras buscan evitar el cruce de canal entre segmentos del mercado.
La instrucción a estaciones de servicio fue establecer mecanismos más estrictos en la venta de gasoil para evitar que clientes que deberían abastecerse en el canal mayorista terminen comprando combustible en el segmento minorista, presionando la demanda y generando tensiones en el sistema de abastecimiento.
Qué pasará con los precios
En este contexto, el mercado mira especialmente cuál será la reacción de YPF, el principal jugador del mercado de combustibles con una participación cercana al 55%. Más atrás vienen Shell (controlado por Raízen), Axion Energy y Puma (Trafigura). Fuentes allegadas a la petrolera bajo control estatal negaron que se hayan aplicado cupos o restricciones en la venta de combustibles y señalaron que la política comercial de despacho se mantiene sin cambios.
Sin embargo, en el sector reconocen que la discusión de fondo pasa por la evolución de los precios en surtidor. Lo más probable es que en las próximas horas —incluso durante el fin de semana— comiencen a registrarse ajustes parciales —sin saltos discretos— en los precios de los combustibles. Esos movimientos podrían aplicarse de manera diferenciada según la región y el tipo de estación de servicio.
Parte de esa estrategia de YPF se apoya en la puesta en marcha del Real Time Intelligence Center, una plataforma de análisis que le permite gestionar en tiempo real su política de precios en la red de más de 1.600 estaciones de servicio.
Durante esta semana el Brent promedió US$ 85 por barril. Ese nivel está cerca de US$ 15 por encima del precio que se validó en febrero para el abastecimiento de crudo a las refinerías, cuando el importe doméstico del crudo Medanito de Vaca Muerta se ubicó cerca de los US$ 67 por barril.
Para estimar el valor del crudo doméstico hay que descontar el 4% correspondiente a los derechos de exportación que cobra el Estado nacional. Esa alícuota bajó del 8% al 4% en marzo, luego de que el precio internacional del petróleo cayera por debajo de los US$ 65 durante febrero.
Incertidumbre
Habrá que ver qué sucede en los próximos días, ya que ese comportamiento terminará de definir el precio promedio del crudo durante la primera quincena del mes.
Por la guerra en Irán, el crudo superó los US$ 90 por primera vez en tres años.
Si el petróleo se mantiene en los próximos días en un rango de entre US$ 85 y US$ 90, el atraso de los precios en surtidor frente al valor teórico de paridad local de las naftas y el gasoil podría ubicarse en torno al 20 por ciento.
Si esa esa brecha se sostiene obligaría a las petroleras —tanto refinadoras como productoras integradas— a autorregularse para ir recomponiendo gradualmente esa diferencia en los próximos meses. En los últimos cinco años, la industria local de Oil&Gas —tanto refinadoras como productores no integrados— logró autogestionar el mercado de combustibles sin la intervención del Estado.
Ese equilibrio permitió que los productores no integrados —como Vista, Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa, Chevron y Phoenix, entre otras— pudieran exportar crudo a precios de paridad de exportación alineados con la cotización del Brent, mientras que al mismo tiempo se garantizó el abastecimiento del mercado interno con un precio que dejara cierto margen bruto de refinación para las destilerías.
Ese mecanismo de coordinación implícita también funcionó como una forma de evitar tensiones mayores en el mercado y, sobre todo, desalentar una intervención directa del Estado nacional para regular el sector en momentos de fuerte volatilidad internacional.
El inicio de 2026 no solo dio comienzo a un nuevo año de gobierno para la gestión de Javier Milei sino que en la práctica significó el impulso para alcanzar aquellas reformas estructurales que el líder de La Libertad Avanza considera necesarias para el crecimiento de la Argentina.
El tratamiento de la Ley de Reforma Laboral, la baja en la edad de imputabilidad y la Ley de Glaciares, entre otras normas, llegaron a las Cámaras para encender el debate y al mismo tiempo, plantear nuevas realidades.
Con la participación de la senadora nacional por Salta, Flavia Rayón, el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren y del economista Santiago Bulat, el primer programa de la tercera temporada de Dínamo-Charlas de Energía, que conduce Nicolás Gandini, puso foco en particular, en la Reforma laboral y su real alcance.
Macroeconomía y Reforma laboral 2026
El economista Santiago Bulat, junto a la senadora Flavia Royón en Dínamo Stream.
Desde la perspectiva macroeconómica del país, Bulat consideró que la actual apertura económica es un proceso «sin paracaídas». En ese sentido, explicó, Argentina se encuentra en una encrucijada donde la recuperación de la actividad productiva será «tenue» y el éxito de las nuevas normativas dependerá sobremanera de variables que exceden lo meramente legislativo.
Bulat señaló que el «blanqueo» planteado por la reforma laboral es «bastante más agresivo» que el de la Ley Bases de 2024, en la medida en que ofrece incentivos fiscales significativos para quienes registren trabajadores durante el primer año. Sin embargo, advirtió que este instrumento por sí solo no garantizará la creación de puestos de trabajo.
«La generación de empleo formal va de la mano de las políticas de desarrollo y del nivel de actividad, no exclusivamente de un cambio normativo”, advirtió. “La Argentina no atraviesa hoy una crisis de desempleo masivo, sino una crisis de calidad del empleo«, aseguró.
«Desde el inicio de la actual gestión, se han perdido aproximadamente 200.000 puestos de trabajo en el sector privado formal, pero esto se ve compensado en las estadísticas por el crecimiento del monotributo y la informalidad. La gente no dice ´no estoy encontrando absolutamente nada’, lo que dice es que lo que encuentra es probablemente facturando vía monotributo o a través del sector informal, explicó.
El verdadero alcance de la reforma laboral
Más allá del debate en el recinto, la opinión pública se dirime entre la sensación de desprotección que generan algunos artículos de la norma y la expectativa de la generación de nuevos puestos de trabajo.
Desde la óptica de la senadora Royón, la reforma laboral es un paso necesario para modernizar leyes y convenios que en algunos casos datan de los años 70, pero no debe ser «sobrevendida» como la solución única para la creación de empleo.
“Hoy existe una masa de 6 millones de argentinos en la informalidad debido a un andamiaje rígido que genera reticencia a la contratación formal. La idea es aceitar los mecanismos de contratación trabajando sobre el costo de los juicios laborales y la previsibilidad de las indemnizaciones. La mitad de los juicios actuales surge por la falta de claridad en los montos indemnizatorios”, puntualizó.
En ese sentido, la legisladora destacó la oportunidad de adoptar a nivel nacional el «modelo de Salta», donde los peritos son independientes del Poder Judicial y no están atados al valor del juicio, lo que reduce los costos litigiosos hasta 10 veces. “Por eso me opuse al Fondo de Cese Laboral (FAL) tal como está planteado, ya que desfinancia el sistema previsional al desviar contribuciones patronales hacia cuentas privadas de las empresas”, objetó.
En qué contexto se inscribe la reforma
Para el ex ministro de Energía Juan José Aranguren es fundamental tener en cuenta el contexto en que se inscribe la Ley de Reforma Laboral.
Por su parte, Aranguren buscó anclar la puesta en vigencia y tratamiento de la normativa en el contexto actual. En ese sentido, el ex ministro de Energía recordó que el año pasado cerró con un resultado comercial energético histórico de 7.815 millones de dólares, revirtiendo décadas de déficit.
“La producción de crudo está cerca de alcanzar los 900.000 barriles diarios, de los cuales Vaca Muerta aporta 600.000, lo que implica un crecimiento fenomenal si se compara con los 40.000 barriles que producía la formación en 2016. Estos logros son fruto de la continuidad de políticas de Estado y de la capacidad de diálogo iniciada con las mesas de competitividad de Vaca Muerta”, evocó.
En este escenario, resaltó, se dio la extensión del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a proyectos de Upstream por encima de los u$s 600 millones, medida a la que consideró vital para «llenar los caños» de exportación.
“Debido a la incertidumbre de los precios internacionales y a la lejanía de los mercados globales, se necesitan estímulos que den certezas al capital para invertir rápido y de forma masiva«. Pero el RIGI no es un privilegio, indicó, sino “un adelanto del futuro que la Argentina debería tener”, signado por la libre disponibilidad de divisas, la ausencia del cepo cambiario y la conversión de YPF en una empresa profesional que liquide dividendos para el erario público, contribuyendo directamente con la educación y la seguridad, en lugar de ser utilizada para fines políticos, de acuerdo con Aranguren.
Apertura de la economía: riesgos y ventajas
A esta altura del gobierno de Javier Milei nadie puede negar que la fisonomía productiva del país cambió. A la destrucción del empleo en los cordones industriales urbano se opone el crecimiento de la ocupación en los sectores del agro, de la energía y de la minería. Al tiempo que, el trabajo en relación de dependencia en los términos tradicionales muta hacia subsistemas.
Para Bulat, esta política gubernamental no tiene contención real: se quitan aranceles y se formenta la competencia externa sin mecanismos que protejan a los segmentos que no pueden adaptarse con facilidad.
“La salida abrupta del Estado de la economía, especialmente en materia de obra pública, dejó un hueco que el sector privado no está llenando con la misma velocidad. Mientras sectores competitivos como la minería y la energía avanzan, otros que dependen de costos internos o impuestos altos esperan señales de mayor sostenibilidad antes de invertir”, insistió.
De cara al futuro, proyectó, deberían eliminarse los «subsistemas» como el monotributo para dar paso a un régimen general unificado. “Estimo que eso quedará para una próxima etapa, cuando se aborde la reforma de un sistema previsional donde todos aporten de manera proporcional a sus ingresos, eliminando las distinciones que hoy fragmentan el mercado”, indicó.
Consultado por la realidad cambiaria, Bulat afirmó que en estos momentos la Argentina se encuentra en un escenario de «tipo de cambio bajo» que invita a un nivel de importaciones significativamente mayor al crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI). “Mientras que la economía creció un 4%, las importaciones saltaron un 30%”, criticó.
Esta dinámica, reflexionó, puede compararse con la experiencia de Chile en el año 1982, cuando se intentó estabilizar la economía del país vecino con un tipo de cambio muy apreciado que terminó generando un déficit de cuenta corriente insostenible, forzando una corrección traumática y un posterior salto inflacionario.
“Para mí lo ideal sería tratar de evitar esa corrección tan fuerte. Resta ver si la revolución energética y minera será suficiente para cubrir el pago de deuda, el turismo y la formación de activos externos. La cuenta no da tan holgada como sugiere el Gobierno”, advirtió.
De todos modos, acotó, resulta una «recontra buena noticia» la baja del riesgo país, ya que la posibilidad de financiarse a una tasa del 6% es un hito fundamental. “Si el Gobierno logra mantener esa consistencia y refinanciar los vencimientos de deuda en lugar de depender de dólares propios, la macroeconomía podría encontrar un respiro virtuoso”, aventuró.
PCR, empresa con más de 100 años de trayectoria en el país en la actividad petrolera, cementera y energías renovables, anunció el financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, para el desarrollo y la construcción de su nuevo Parque Eólico Olavarría, así como para inversiones destinadas a ampliar la capacidad de transmisión a lo largo del corredor de alta tensión Bahía Blanca–Abasto, conectando una región con recursos eólicos de primer nivel con el mayor centro de demanda del país.
El proyecto se desarrolla conjuntamente con Acindar Industria Argentina de Aceros S.A. (una empresa del grupo ArcelorMittal), la compañía productora de aceros largos líder en Argentina, que abastecerá sus operaciones con energía renovable proveniente del proyecto para apoyar la descarbonización de sus actividades.
La inversión representa un costo total de U$S 275 millones y contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad total instalada de 185,6 megavatios. También 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).
El proyecto ha sido aprobado bajo el esquema RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) del Gobierno argentino.
Se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al SADI. Esta combinación de nueva generación limpia y mayor capacidad de transmisión contribuirá a reducir costos energéticos, mejorar la competitividad y consolidar un sistema eléctrico más resiliente.
El Parque Eólico Olavarría generará energía limpia equivalente al consumo anual de electricidad de aproximadamente 230.000 hogares. Asimismo, aportará importantes co-beneficios climáticos, incluida la reducción de aproximadamente 320.000 toneladas métricas de emisiones de CO₂ equivalente por año por parte de la industria.
“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”, señaló Makhtar Diop, Director General de IFC.
“Nuestra alianza con PCR moviliza capital privado para ofrecer energía confiable y accesible, al tiempo que amplía la capacidad de transmisión, contribuyendo a impulsar el crecimiento, mejorar la competitividad y aprovechar todo el potencial de la economía argentina”, agregó.
Por su parte, Martín Brandi, CEO de PCR, señaló: “Desde PCR reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo energético y productivo de la Argentina. Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país, promueven inversiones de largo plazo y consolidan una base sólida para un crecimiento sostenible que beneficie a toda la sociedad”.
Además del financiamiento, IFC brindará asesoría técnica para asegurar que el proyecto cumpla con estándares internacionales en materia ambiental y social, en línea con las Normas de Desempeño de IFC. Esto contribuirá a fortalecer las prácticas de sostenibilidad, mejorar la gestión de riesgos y movilizar mayor inversión privada hacia los sectores de energías renovables e infraestructura en Argentina.
IFC actúa como estructurador líder de un préstamo corporativo senior por U$S 110 millones otorgado a una sucursal dedicada de Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. (GEAR I), garantizado por GEAR I y por PCR. El préstamo incluye un tramo A (A Loan) de U$S 30 millones a ser aportados con recursos propios de IFC y un tramo B (B Loan) por un total de U$S 80 millones, a ser aportados por bancos de desarrollo y bancos comerciales. El repago de los prestamos se realizará entre los siete (7) y nueve (9) años desde su otorgamiento.
El presidente de EE.UU., Donald Trump, comienza a sentir la presión política de los aumentos en los precios de los combustibles.
La guerra en Medio Oriente ya esta comprometiendo una de las máximas electorales de Donald Trump: mantener baratas las naftas. Los precios de los combustibles en los Estados Unidos en las últimas 24 horas tocaron un máximo de toda la era Trump, tanto de su primer mandato presidencial como del actual.
La disparada de los precios constituye una línea roja para el presidente Trump, que enfrentará elecciones de medio término hacia el final de este año. Los mercados estiman que un alza significativa en los combustibles podría influir en el avance de la campaña militar de EE.UU. e Israel contra Irán, denominada como «Operación Furia».
El precio promedio de la nafta en EE.UU. este viernes subió siete centavos, alcanzando los US$ 3,32 por galón. La asociación AAA (American Automobile Association) informó que es el precio nacional promedio más alto desde septiembre de 2024.
El presidente de AAA, Edmund King, declaró esta semana que las agresiones militares en Medio Oriente causarán importantes perturbaciones en el comercio petrolero.
«Sin duda serán un catalizador para interrumpir la distribución global del petróleo, lo que inevitablemente provocará un aumento de precios», declaró King a The Times.
EE.UU. aún importa un 15% del petróleo que consume a diario, principalmente del Medio Oriente y Sudamérica, a pesar de la revolución del shale oil.
El crudo Brent roza este viernes los US$ 90 por barril, un máximo de dos años. El crudo West Texas Intermediate (WTI) este viernes trepa hasta un 8%, a casi US$ 88 por barril.
El combustible más caro de la era Trump
El presidente de EE.UU. Donald Trumpt ve comprometida unas de sus máximas electoralistas con la suba de los combustibles.
Los incrementos estan encendiendo las alarmas en Washington. Primero, porque se trata del precio más alto en naftas registrado tanto en la primera presidencia de Donald Trump como en la presente. Segundo, porque el mercado interno comenzó a sentir los coletazos de la respuesta iraní a menos de una semana de los ataques militares ordenados por Trump, lo que podría influir en las decisiones militares.
La Casa Blanca durante esta semana evaluó distintas opciones para intentar mantener a raya los precios de los combustibles. Una primera carta la jugó este viernes en el mercado internacional.
El secretario del Tesoro, Scott Bessent, anunció una flexibilización de las sanciones contra Rusia para que la India pueda comprar cargamentos de petróleo ruso durante un plazo de 30 días. La administración Trump había logrado que la India se comprometiera a reducir sus compras de crudo ruso, que se dispararon luego de la guerra de Rusia contra Ucrania.
Mientras tanto, EE.UU. sostiene la campaña de bombardeos conjunta con Israel sobre Irán. Trump declaró el jueves que quiere intervenir en la definición de un nuevo liderazgo político en Irán.
“Trabajaremos con el pueblo y el régimen para asegurarnos de que llegue alguien que pueda construir Irán de manera exitosa, pero sin armas nucleares”, dijo el presidente.
La máxima autoridad clerical de Irán, la Asamblea de Expertos, se reunió esta semana en Qom para iniciar el proceso de elección de un nuevo líder supremo tras la muerte del ayatolá Alí Jamenei. Su segundo hijo, Alí Jamenei Mojtaba, se perfila como candidato a sucederlo.
Trump adviritió que el posible sucesor no es de su gusto. «Ahora están considerando al hijo. La razón por la que el padre no se lo dio es que dicen que es incompetente», dijo.
Un ataque iraní contra un tanque almacenamiento en Fujairah, Emiratos Árabes Unidos, fue registrado el jueves 5 de marzo. Fuente: Soaratlas.
El precio del Brent, el crudo de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, rompió este viernes los US$ 90 por barril y cierra la semana reflejando las dificultades de Asia para encontrar sustitutos a la producción de Medio Oriente y la continuidad de los ataques de Irán contra infraestructura petrolera. El ministro de Energía de Qatar advirtió que es probable un colapso total de la exportación desde el Golfo Pérsico.
El colapso de la navegación por el estrecho de Ormuz esta generando una creciente competencia desde Asia por los cargamentos de hidrocarburos, que ya esta repercutiendo en los precios en el surtidor en los Estados Unidos. Precisamente, la administración de Donald Trump anunció en las últimas horas que flexibilizará las sanciones para que la India pueda comprar petróleo de Rusia.
El secretario del Tesoro, Scott Bessent, dijo que otorgarán una exención por 30 días a la India para que pueda comprar cargamentos rusos. «Esta medida provisional aliviará la presión generada por el intento de Irán de secuestrar la energía mundial», declaró el funcionario en X.
Bessent afirmó que la exención no aportaría un beneficio financiero significativo a Rusia, ya que solo autoriza transacciones con petróleo ya varado en el mar.
Cientos de buques petroleros quedaron apostados dentro del Golfo Pérsico y en el Golfo de Omán por la negativa a cruzar por el estrecho de Ormuz, un punto nodal por el transita a diario unos 20 millones de barriles de petróleo crudo y combustibles y una quinta parte del gas natural licuado del mundo.
El Brent toca un máximo de dos años empujado por la crisis en Medio Oriente
Sin embargo, el anuncio del Tesoro estadounidense no fue suficiente para calmar el precio del Brent, que en esta jornada del viernes estan registrando subas de hasta 7%.
Al cierre de esta nota, el Brent cotizaba a 91,06 dólares por barril, un máximo visto por última vez en marzo de 2024, hace dos años atrás.
En tanto, el ministro de energía de Qatar, Saad al-Kaabi, declaró que prevé que todos los productores de energía del Golfo Pérsico interrumpan sus exportaciones en cuestión de semanas.
Un colapso total en las exportaciones dispararía los precios del petróleo a US$ 150 dólares por barril, declaró el ministro qatarí en una entrevista al Financial Times publicada este viernes.
Qatar es el segundo productor mudial de GNL por detrás de los EE.UU. Qatar Energy, la empresa con mayor capacidad de producción de GNL en el mundo, anunció el lunes el cierre de producción de gas natural licuado tras un ataque iraní contra infraestructuras portuarias.
El ministro de Energía de Qatar declaró que el plazo para reactivar la planta a plena capacidad sería de «semanas a meses».
Santa Fe y Neuquén firmaron un convenio estratégico destinado a promover el crecimiento de proveedores santafesinos dentro de la cadena de valor del petróleo y gas en Vaca Muerta, el principal polo hidrocarburífero de Argentina. El acuerdo fue suscripto por los gobernadores Maximiliano Pullaro y Rolando Figueroa, con el objetivo de incluir a pequeñas y medianas empresas industriales de Santa Fe en el entramado energético de Neuquén.
El pacto establece una agenda de trabajo conjunta que contempla fortalecer el desarrollo de proveedores, fomentar la capacitación técnica y facilitar el intercambio tecnológico entre las compañías de ambas provincias. Actualmente, aproximadamente 350 empresas santafesinas participan en actividades relacionadas con el sector energético, mientras que se estima que más de mil firmas podrían integrarse en el futuro cercano junto a empresas neuquinas.
El gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, resaltó la relevancia de la producción, el crecimiento económico y la generación de empleo para el desarrollo nacional, destacando la identidad productiva y la vocación innovadora de las pymes santafesinas. Señaló que la estrategia provincial busca insertarse en el ciclo de expansión energética sin perder su tradicional perfil agroindustrial, incorporándose en la nueva etapa de minería, gas y petróleo en Argentina.
En este sentido, Pullaro recordó la creación en 2018 de la Mesa de Gas, Petróleo y Minería como un espacio de articulación público-privada para las empresas interesadas en formar parte de la cadena de valor energética.
La colaboración interprovincial fue uno de los puntos centrales durante la firma. Pullaro destacó la complementariedad entre la capacidad industrial y tecnológica de Santa Fe y el potencial energético de Neuquén: “Cada región tiene algo para aportar. Neuquén tiene el recurso energético y Santa Fe tiene una gran capacidad industrial y tecnológica. Si logramos asociarnos, vamos a generar desarrollo para ambas provincias y para todo el país”.
LA FORMA DE CRECER DE LA ARGENTINA ES DE LA MANO DE LAS PROVINCIAS
Firmamos un convenio de complementariedad con el gobernador de Santa Fe, @maxipullaro, para fortalecer el trabajo conjunto entre nuestras provincias y generar nuevas oportunidades de desarrollo compartido.… pic.twitter.com/F4mXwdHS9R
Por su parte, el gobernador neuquino Rolando Figueroa valoró la articulación entre provincias y el sector privado como motor fundamental para el desarrollo económico federal. “Lo importante es ver cómo parte de toda esa producción la podemos potenciar trabajando con empresas neuquinas asociadas a empresas santafesinas. Cuando eso sucede, ganan las dos partes”, afirmó.
Figueroa subrayó que este tipo de acuerdos contribuye a construir un modelo de desarrollo basado en el crecimiento de las economías regionales y destacó que “esto es lo que termina construyendo una Argentina diferente: cuando los actores políticos nos asociamos con el sector privado para potenciar el desarrollo de cada provincia”.
Durante la visita, la delegación santafesina participó en actividades de vinculación empresarial con firmas neuquinas y realizó una recorrida por el yacimiento Loma Campana, operado por YPF, uno de los principales enclaves productivos de Vaca Muerta. Allí, funcionarios y empresarios pudieron conocer de cerca el funcionamiento del polo energético que representa una de las apuestas productivas más significativas del país.
Este convenio representa una apuesta concreta para ampliar la presencia industrial de Santa Fe en un sector estratégico y diversificar la matriz productiva provincial. Pullaro insistió en que la colaboración entre regiones y el sector privado será clave para aprovechar el potencial de Vaca Muerta y fomentar el desarrollo integral del territorio nacional.
A través del trabajo realizado por el Departamento Provincial de Aguas (DPA), se supervisa la perforación horizontal que permitirá cruzar el ducto a través del cual se transportarán los hidrocarburos de Vaca Muerta hasta la terminal de Punta Colorada para su exportación al mundo.
En el marco del Proyecto Vaca Muerta Oil Sur, el Gobierno Provincial, a través del Departamento Provincial de Aguas (DPA), supervisó la perforación horizontal que permitirá cruzar, por debajo del lecho del río Negro, el ducto que transportará crudo desde Neuquén hasta la Terminal de Punta Colorada, en cercanías de Chelforó.
Previo al inicio de obra, la empresa responsable presentó informes técnicos detallados con la descripción del perfil de suelos bajo el lecho del río, a fin de evaluar alternativas y definir el método más seguro. Con base en esos estudios, se determinó que la perforación horizontal dirigida es la opción técnicamente viable y ambientalmente más segura para el cruce.
En esta primera etapa se inició y finalizó la perforación testigo. Las próximas tareas contemplan la ampliación progresiva del túnel hasta alcanzar el diámetro final de 44 pulgadas.
Así, Río Negro, mediante el DPA acompaña el proceso desde la evaluación de la documentación técnica hasta la instancia constructiva, garantizando que cada etapa se desarrolle bajo criterios de seguridad y con el objetivo central de proteger el recurso hídrico.
Participaron de la inspección el Director de Coordinación de Recursos Hídricos, Ing. Gastón Mota y el Intendente General de Recursos Hídricos del DPA, Ing. Fernando Bodoira, reafirmando el rol del organismo como autoridad de aplicación en el cuidado y control de las obras que interactúan con el río Negro.
El contrato contempla exportaciones por 2 millones de toneladas anuales de GNL desde el Golfo San Matías y, según estimaciones del sector, podría generar ingresos superiores a los USD 7.000 millones durante su vigencia, en función de la evolución de los precios internacionales.
“Hay rumbo, hay plan, hay conducción”
Al referirse al avance del proyecto en la costa rionegrina, el gobernador Alberto Weretilneck remarcó: “Cada avance confirma algo importante: Río Negro es clave en el futuro energético argentino, con un Estado activo que acompaña inversiones estratégicas y genera oportunidades para nuestra gente”.
El acuerdo internacional se enmarca en el despliegue del proyecto de licuefacción flotante frente a la costa rionegrina y en las obras complementarias que conectarán el sistema de transporte de gas con las futuras unidades de producción de GNL.
En comunicaciones provinciales previas, Weretilneck sostuvo que “Defender Río Negro es acompañar este tipo de iniciativas, una inversión histórica que consolida el rumbo que elegimos: desarrollo y crecimiento, con trabajo local, cuidado ambiental y reglas claras, que brindan confianza al sector privado”.
Southern Energy S.A. (SESA) es el consorcio integrado por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), creado con el objetivo de posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor global de gas natural licuado a partir de 2027. En ese marco, la compañía confirmó una inversión superior a los USD 15.000 millones para desarrollar, durante 20 años, un esquema de exportación basado en la operación de dos buques de licuefacción que se instalarán en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro.
Personas hablan al interior de un mercado este 4 de marzo de 2026, durante un apagón en La Habana (Cuba). EFE/ Ernesto Mastrascusa
La noche del miércoles, Cuba sufrió un apagón masivo que dejó sin electricidad a cerca de seis millones de personas, según reportó la estatal Unión Eléctrica (UNE). La interrupción del servicio se originó tras la “salida imprevista” de la central termoeléctrica Antonio Guiteras, una de las principales plantas del país, lo que provocó un efecto en cadena en el Sistema Electroenergético Nacional (SEN).
El sistema eléctrico mostró una disponibilidad de 920 megavatios (MW) frente a una demanda nacional de 3.055 MW, generando un déficit de 2.150 MW que obligó a realizar cortes en varias regiones de la isla. La UNE informó que la unidad 3 de la termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes se reconectó a la red a las 8:56 AM, mientras que la unidad 6 de la central Diez de Octubre volvió a operar a las 6:45 PM. Además, la unidad 2 de la termoeléctrica Ernesto Guevara estaba en proceso de arranque, aunque no se detalló qué zonas aún permanecían sin servicio, especialmente en el occidente del país.
El apagón no solo afectó el suministro eléctrico sino también otros servicios básicos: se reportaron interrupciones en la telefonía móvil y fija, fallos en el acceso a internet y en algunos barrios de La Habana se suspendió el suministro de gas. Además, se detuvieron las clases en todos los niveles educativos, impactando a aproximadamente 300.000 estudiantes.
Usuarios de diversas provincias señalaron cortes prolongados. En Colón, Matanzas, algunos sectores permanecieron sin electricidad hasta 84 horas, mientras que en Holguín y en ciertos barrios habaneros los apagones superaron las 36 y 40 horas, respectivamente. También se reportaron pérdidas de alimentos debido a la falta de refrigeración durante el prolongado corte.
Los técnicos de la central Antonio Guiteras continúan con inspecciones para determinar el origen de la avería, que se atribuye a una grieta en la planta. Entre las tareas realizadas está la limpieza de la parte inferior de la caldera para evaluar el estado del material refractario. De superar las pruebas, la planta podría volver a generar más de 200 MW, aunque no se ha establecido una fecha para su reactivación.
Cuba enfrenta desde mediados de 2024 una crisis energética prolongada, con cinco apagones nacionales y cortes diarios por déficit de generación en el último año y medio. La Unión Eléctrica atribuye la problemática principalmente a la falta de combustible importado y a sanciones internacionales. Sin embargo, expertos independientes señalan que el deterioro acumulado de termoeléctricas con más de 40 años de explotación es un factor clave en la vulnerabilidad del sistema.
El Gobierno avanza con la licitación pública nacional e internacional para que el sector privado se encargue de la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) por primera vez desde 2008, cuando el país comenzó a importar el fluido.
De esta manera, el Gobierno se desliga de la operatoria seleccionando a un comercializador que se ocupe de importar GNL y distribuir en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal de Escobar y con punto de entrega en Los Cardales.
El pliego licitatorio establece que las ofertas se recibirán el 6 de abril y la adjudicación está prevista para el 21 del mismo mes. La distancia entre una fecha y la otra genera inquietud en el sector teniendo en cuenta que el criterio de selección es económico.
Además, los analistas del mercado advirtieron al medio especializado EconoJournal que el ganador tendrá apenas días para asegurar los cargamentos que deberían arribar en mayo, en un mercado global de GNL condicionado por el conflicto en Medio Oriente.
Los números de la licitación
Volumen estimado: entre 15 y 20 cargamentos de GNL.
Canon de entrada: el adjudicatario deberá pagar una prima de US$98,5 millones a Enarsa e YPF (accionistas de la terminal de Escobar).
Requisitos: patrimonio neto superior a US$125 millones y experiencia en trading por más de US$800 millones en los últimos cinco años.
Los candidatos
Trafigura: el gigante suizo que ya opera la marca Puma en el país y tiene experiencia importando gas desde Bolivia.
YPF: la petrolera de bandera, que además de ser socia en la planta de Escobar, posee el mayor conocimiento del mercado interno y capacidad de trading.
TotalEnergies y Naturgy: compañías con fuerte presencia local que analizan los riesgos del nuevo esquema.
El nuevo modelo propuesto por el Gobierno enfrenta dos amenazas externas que podrían complicar las ofertas:
Escalada en Medio Oriente: la reciente tensión bélica entre Estados Unidos-Israel e Irán disparó la volatilidad del precio del GNL (referencia TTF), que oscila entre los US$14 y US$17 por millón de BTU. Cualquier adjudicatario deberá contratar costosos seguros financieros para cubrirse de saltos bruscos en el precio internacional.
Incertidumbre regulatoria: el Gobierno aún no aclaró cómo se trasladará el precio del gas importado a las facturas que pagan los usuarios finales. Sin una señal clara sobre este mecanismo, las empresas temen un “descalce” financiero: tener que pagar el gas en dólares en el exterior pero no poder cobrarlo a tiempo en el mercado local.
El grupo Pérez Companc, a través de su petrolera Pecom, anunció una inyección de USD 150 millones para fortalecer su estructura de capital y desarrollar proyectos claves tras la adquisición del yacimiento convencional Manantiales Behr, comprado recientemente a YPF.
Este movimiento se realizó mediante un aporte irrevocable de capital por parte de Santa Margarita, el vehículo societario que integran Luis, Rosario y Pilar Pérez Companc, a cuenta de una futura suscripción de acciones. La operación apunta a impulsar la explotación en Manantiales Behr, un activo convencional que Pecom sumó en el marco de una estrategia que busca aprovechar campos maduros.
La compra se enmarca en la decisión de YPF de enfocar sus inversiones en proyectos más rentables, especialmente en la formación no convencional de Vaca Muerta, y desinvertir en activos convencionales maduros. Con esta incorporación, Pecom aspira a alcanzar una producción cercana a 35.000 barriles diarios en Chubut y generar sinergias logísticas que integren Manantiales Behr con otros campos que ya gestiona en la región, mejorando así su eficiencia operativa.
El traspaso del yacimiento se concretó luego del fracaso de una operación previa con Limay Energía, del grupo Rovella Capital, que había ganado la licitación original con una oferta de USD 575 millones. Sin embargo, esa venta quedó sin efecto porque el comprador no pudo asegurar el financiamiento necesario para completar el pago inicial previsto.
La adquisición de Manantiales Behr representa un paso importante en el retorno del grupo Pérez Companc al negocio petrolero operativo, del que se había retirado hace más de dos décadas. En los años 90, el conglomerado construyó uno de los mayores grupos energéticos del país a través de Pecom Energía, pero en 2002 vendió sus activos a Petrobras, marcando su salida del upstream.
Este regreso se afianzó en los últimos años mediante una reorganización del holding familiar. En mayo de 2024, pocos meses antes del fallecimiento de Gregorio “Goyo” Pérez Companc, Luis, Rosario y Pilar adquirieron las participaciones de sus hermanos Jorge, Cecilia y Catalina en tres empresas clave del grupo: Molinos Río de la Plata, Molinos Agro y Pecom.
Según fuentes del mercado, esta transacción alcanzó un valor aproximado de USD 650 millones. Mientras que las dos compañías que cotizan en bolsa, Molinos Río de la Plata y Molinos Agro, se valoraron en unos USD 450 millones, el mercado estimó que Pecom, empresa privada sin valuación bursátil, se transó por al menos USD 100 millones.
Desde el holding explicaron que la reorganización respondió a una transición interna y a los intereses particulares de cada hermano. Con la nueva estructura, el grupo comenzó a explorar oportunidades para volver a operar en el negocio petrolero, concentrándose en yacimientos maduros, un segmento que ha ganado atractivo con la reorientación de las grandes petroleras hacia el no convencional en Vaca Muerta.
Pecom busca posicionarse como un actor relevante en la gestión de estos activos mediante mejoras operativas y técnicas de recuperación terciaria que extiendan la vida productiva de los campos. Esta estrategia coincide con una recalibración de expectativas del sector privado en cuanto a precios y tipo de cambio, según el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM).
El estrecho de Ormuz se encuentra prácticamente cerrado, tras una orden de la Guardia Revolucionaria iraní que suspendió el tránsito de embarcaciones petroleras en ambos extremos de esta estratégica vía marítima. La medida responde a un ataque con drones contra el petrolero “Athe Nova”, un buque aliado de Estados Unidos, que fue impactado por dos drones y permanece envuelto en llamas.
Esta acción, denominada “Operación True Promise 4” por la Guardia Revolucionaria, es una represalia directa a una ofensiva coordinada entre fuerzas estadounidenses e israelíes en territorio iraní. Además del ataque al petrolero, las fuerzas iraníes lanzaron hasta doce drones contra la base estadounidense de Arifjan en Kuwait, y atacaron la base aérea de Al Minhad en Emiratos Árabes Unidos con seis drones y cinco misiles balísticos.
También se registró un ataque con seis drones sobre la instalación naval estadounidense NSA, evidenciando la magnitud y coordinación de la respuesta iraní. Estas acciones buscan establecer un nuevo equilibrio de fuerzas y advierten sobre posibles escaladas si continúan las hostilidades en suelo iraní.
02/03/2026 : Le tanker Athe Nova (gestionnaire : Émirats Arabes Unis a été immobilisé et endommagé par 2 drones iraniens pendant sa traversée du détroit d’Ormuz. Cela semble viser à créer un effet de dissuasion (“aucun navire allié US ne passe impuni”).#IranWarpic.twitter.com/Vwj9MHIsJb
La Guardia Revolucionaria transmitió la orden de cierre total del estrecho a través de la radio, una vía que habitualmente canaliza un porcentaje significativo del suministro global de petróleo. Como consecuencia, las principales navieras suspendieron sus envíos por esta ruta y las compañías aseguradoras marítimas retiraron su cobertura por el aumento del riesgo, generando una paralización sin precedentes en la actividad comercial de la región.
Imágenes y reportes de plataformas de rastreo marítimo confirman la ausencia de movimiento de grandes cargueros y tanqueros en los accesos al estrecho, reflejando la gravedad de la crisis y la inquietud que genera entre gobiernos y operadores energéticos a nivel global.
Este episodio se suma a una serie de incidentes recientes que han incrementado la volatilidad en el Golfo Pérsico. El ataque al “Athe Nova” y el cierre del paso en Ormuz han desatado la alarma mundial ante la posibilidad de un impacto significativo en los mercados energéticos internacionales, agravando las tensiones ya existentes entre Irán, Estados Unidos y sus aliados regionales.
La llegada del Grupo Gilinski, el conglomerado económico más poderoso de Colombia, como nuevo accionista mayoritario de GeoPark, marca un punto de inflexión para Vaca Muerta. La inversión —US$ 107 millones por una participación del 20%— no solo refuerza el capital de la operadora: inyecta músculo financiero, acelera planes de perforación y abre un ciclo de mayor demanda para toda la cadena de valor.
El grupo colombiano tomó además dos asientos en el directorio, lo que confirma una apuesta estratégica y de largo plazo, con influencia directa en decisiones operativas y de expansión.
Un jugador que cambia la escala de GeoPark
GeoPark ya venía ampliando su presencia en la ventana de petróleo negro con activos que incluyen Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, donde opera con producción estable y un plan de crecimiento agresivo. Con el ingreso de Gilinski, la compañía acelera su objetivo de perforar 50 a 55 pozos adicionales, incrementar completaciones y escalar producción en los próximos años.
Para la cadena de valor, esto significa más actividad, más contratos y más previsibilidad.
Cómo impacta este movimiento en proveedores y contratistas
• Mayor demanda de servicios de perforación y completación — más equipos, más etapas de fractura, más logística de campo.
• Incremento en el consumo de insumos críticos — arenas, químicos, tubulares, bombas, válvulas, sistemas de control.
• Más trabajo para pymes regionales — transporte, mantenimiento, obras civiles, catering, seguridad, alojamiento.
• Contratos más estables — el capital de largo plazo reduce la volatilidad típica de operadoras medianas.
• Nuevas oportunidades para empresas de ingeniería y midstream — ampliación de facilidades, tanques, ductos y plantas de tratamiento.
El desembarco de un grupo con capacidad financiera global eleva el piso de actividad y mejora la continuidad operativa para toda la red de proveedores.
Por qué este ingreso es estratégico para Vaca Muerta
• Refuerza la ventana de petróleo negro, una de las de mayor crecimiento en la cuenca.
• Aumenta la competencia entre operadoras, lo que impulsa eficiencia y nuevas inversiones.
• Aporta capital fresco en un momento clave, con exportaciones en alza y mayor demanda de infraestructura.
• Abre la puerta a futuras adquisiciones, ya que el grupo tiene historial de expansión agresiva en sectores estratégicos.
La señal es clara: Vaca Muerta vuelve a atraer capital internacional de peso, con visión de largo plazo y capacidad para financiar ciclos completos de desarrollo.
La lectura para la cadena de valor
El ingreso del Grupo Gilinski no es solo una noticia corporativa: es un anticipo de más trabajo, más inversión y más estabilidad. La combinación de capital internacional, activos en crecimiento y un plan de perforación ampliado coloca a GeoPark en una nueva etapa, con impacto directo en cada eslabón del ecosistema productivo.
Un estudio técnico reservado del Gobierno de Mendoza, elaborado con información de YPF y del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), identificó 845 km² con condiciones geológicas comparables a sectores productivos de Vaca Muerta en Neuquén.
La zona abarca Payún Oeste, Cañadón Amarillo, CNVIIA y Paso de las Bardas Norte, donde ya se perforaron pozos exploratorios con resultados calificados como “auspiciosos”.
La base técnica que cambia el mapa
Los parámetros geológicos del informe muestran un potencial real para desarrollo no convencional:
• TOC superior al 2%, indicador de alto contenido orgánico.
• Más de 150 metros de espesor en la sección rica.
• Ventana de generación de black oil (0,8–1% Ro).
• Presiones de poro elevadas, aptas para fractura hidráulica.
• Mineralogía favorable, con buena respuesta mecánica.
Estos datos reducen el riesgo geológico y justifican nuevas perforaciones en una zona históricamente considerada marginal.
Qué está haciendo YPF
La compañía ya ejecutó una primera fase exploratoria:
• Un pozo vertical y dos horizontales.
• 12 etapas de fractura hidráulica.
• Inversión inicial superior a US$ 17 millones.
• Plan de segunda fase por US$ 30 millones adicionales.
Los resultados preliminares impulsaron pedidos de extensión de permisos y nuevas campañas de perforación.
Por qué este informe es estratégico
• Expande la frontera no convencional hacia el norte, incorporando a Mendoza al mapa de Vaca Muerta.
• Activa el ecosistema productivo del sur provincial, con impacto en servicios, logística y empleo.
• Atrae interés de operadores privados, especialmente en Payún Oeste y Cañadón Amarillo.
• Fortalece la política energética provincial, que ya impulsa licitaciones continuas y el Polo Logístico Pata Mora.
La clave estratégica
Si los próximos pozos confirman productividad comercial, Mendoza podría sumar una nueva ventana de desarrollo no convencional, con impacto directo en inversiones, infraestructura y recaudación. La provincia pasaría de ser un actor periférico a integrar la segunda línea de expansión de Vaca Muerta, en un momento donde la demanda internacional y la capacidad exportadora del país están en crecimiento.
El Grupo Techint difundió un mensaje público desde Vaca Muerta en el que reafirmó su compromiso con el país en un momento de fuerte tensión con el Gobierno nacional. Paolo Rocca recorrió el área Los Toldos II Este, donde se desarrollan obras para Tecpetrol, y destacó que el conglomerado sostiene una inversión superior a US$ 2.500 millones, más de 4.000 empleos directos y la participación de 700 empresas nacionales en su cadena de valor.
El mensaje llega tras semanas de cruces con el Presidente, luego de que la subsidiaria Tenaris perdiera una licitación internacional para la provisión de tubos destinados a un proyecto de GNL. La adjudicación recayó en una empresa india con una oferta cerca de 40% más baja, lo que desató un debate sobre competitividad, apertura comercial y presunto dumping.
Un gesto político-empresarial en un momento sensible
La presencia de Rocca en Neuquén y la comunicación institucional apuntan a dos objetivos simultáneos:
• Reafirmar la continuidad de inversiones en el principal polo energético del país.
• Responder sin confrontación directa a las críticas del Gobierno, poniendo el foco en empleo, industria nacional y proyectos de largo plazo.
El mensaje subraya que la legitimidad del grupo se construye con “proyectos, inversión y compromiso con las comunidades”, una frase que funciona como contrapunto a las acusaciones de sobreprecios y proteccionismo.
Qué implica para el sector empresario
El pronunciamiento de Techint tiene impacto más allá del conflicto puntual:
• Marca posición en el debate sobre apertura comercial y competencia internacional.
• Envía una señal de estabilidad a proveedores y contratistas que dependen de la actividad de Tecpetrol.
• Refuerza la idea de continuidad operativa en un contexto donde la incertidumbre regulatoria y política afecta decisiones de inversión.
• Reafirma el rol de la industria nacional en proyectos energéticos estratégicos.
El conglomerado también advierte que prácticas de dumping pueden afectar empleo e inversiones industriales, instalando un tema que preocupa a toda la cadena metalmecánica.
Un capítulo más en una disputa que sigue abierta
El conflicto entre el Gobierno y Techint escaló luego de la licitación perdida y se profundizó cuando el Presidente retomó públicamente el tema en la Asamblea Legislativa, con críticas directas a Rocca. El holding respondió defendiendo su estructura de costos y alertando sobre el impacto de importaciones subsidiadas.
La visita a Vaca Muerta y el mensaje institucional funcionan como un reposicionamiento: Techint muestra obra, inversión y empleo en el terreno donde hoy se juega buena parte del futuro energético del país.
El avance de José Luis Manzano sobre activos estratégicos del sector energético confirma una tendencia que ya domina el mercado: los grandes grupos locales vuelven a posicionarse en infraestructura crítica en un contexto de privatizaciones, valuaciones deprimidas y necesidad de capital fresco. La estrategia de Integra Capital se despliega en tres frentes simultáneos y todos están activos.
El movimiento más inmediato es Transener, la transportista que opera el 86% de la red de alta tensión del país. El Ministerio de Economía publicó oficialmente el Concurso Público Nacional e Internacional para vender el 50% de CITELEC, la controlante de Transener, hoy en manos de ENARSA. El proceso se realiza bajo la Resolución 2090/2025 y ya está disponible en CONTRAT.AR. La apertura de ofertas está prevista para el 23 de marzo.
Edenor —donde Manzano es socio junto a Daniel Vila y Mauricio Filiberti— presentó una oferta y busca quedarse con el control operativo de la red troncal. La confirmación oficial del concurso le da al proceso un marco institucional claro y acelera la competencia entre grupos locales y fondos internacionales.
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El segundo frente es Metrogas, la mayor distribuidora de gas del país. Aunque no hay una oferta formal, Integra Capital sigue de cerca el proceso de privatización. El activo es estratégico por su escala, su base de usuarios y su rol en la transición hacia un sistema energético más integrado entre gas y electricidad. El interés de Manzano muestra que el gas vuelve a ser un vector central para inversiones de largo plazo.
El tercer movimiento es el más grande: la compra de los activos de Shell (Raízen Argentina), que incluye entre 700 y 892 estaciones de servicio, la refinería de Dock Sud y una planta de lubricantes. La operación, valuada entre US$ 1.000 y US$ 1.600 millones, se negocia junto al grupo suizo Mercuria, socio habitual de Manzano en operaciones globales. La venta se aceleró por la situación financiera de Raízen, que enfrenta una deuda superior a los US$ 10.000 millones y busca desinvertir en la región.
El patrón es claro. Manzano está capturando activos subvaluados en un momento donde el Estado se retira de sectores clave y las multinacionales reordenan portafolios. Su ventaja es el conocimiento regulatorio, la capacidad de armar alianzas internacionales y la lectura precisa del ciclo político. El mercado energético argentino entra en una fase de recomposición y los jugadores que se mueven rápido pueden asegurar posiciones que definirán la próxima década.
La Secretaría de Energía amplió nuevamente los plazos para que los productores y distribuidoras adhieran a las adecuaciones del Plan Gas.Ar, una decisión que confirma el rumbo del Gobierno hacia un esquema más ordenado y con mayor protagonismo privado en la cadena de abastecimiento.
La medida quedó formalizada en la Resolución 54/2026, publicada en el Boletín Oficial del 5 de marzo, y extiende los tiempos para aceptar los cambios introducidos por la Resolución 606/2025 y su prórroga previa, la 36/2026.
El objetivo es asegurar que todas las empresas puedan completar la adhesión a través del sistema TAD y mantener la continuidad contractual mientras se reorganiza el mercado. El punto central es la cesión de contratos de abastecimiento desde ENARSA hacia las distribuidoras, un paso clave para reducir la intermediación estatal y avanzar hacia un esquema más competitivo.
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La resolución también se alinea con el Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028, que busca dar previsibilidad a la producción y al abastecimiento interno.
El impacto en el sector es directo. Los productores ganan estabilidad en un momento de transición regulatoria. Las distribuidoras recuperan un rol central en la contratación de gas. Y el sistema se prepara para el invierno con un marco más claro, en un año donde la demanda estacional será un desafío por la menor intervención estatal y la necesidad de contratos firmes.
Para las empresas, la señal es positiva: el Gobierno mantiene el Plan Gas.Ar como columna vertebral del abastecimiento, pero avanza hacia un modelo donde el mercado tiene más peso y menos distorsiones.
El desembarco de HDT NewForce, división del grupo estadounidense HDT Global, marca un punto de inflexión para el mercado argentino de drones. La empresa llega al país mediante una alianza estratégica con Technology Bureau, que se convierte en representante oficial de DJI Enterprise, el líder mundial en drones profesionales con más del 70% del mercado global.
La operación confirma que Argentina dejó de ser un mercado emergente para transformarse en un polo regional con demanda real en minería, energía, agro y seguridad.
La expansión del sector se aceleró tras la Resolución 550/2025 de ANAC, que eliminó la exigencia de licencia de piloto para drones de menos de 25 kilos y redujo los tiempos de matriculación de meses a días. El impacto fue inmediato: las inscripciones crecieron 700% en 2025, y el parque operativo podría superar las 3.500 unidades este año.
La desregulación, sumada a la adopción tecnológica en el agro y a la demanda industrial, creó un ecosistema atractivo para fabricantes globales.
El agro sigue siendo el motor del crecimiento. La tendencia se mueve hacia equipos de gran porte como el DJI Agras T100 y el King‑150, capaces de transportar entre 100 y 150 litros para pulverización y siembra sólida. Estas tecnologías mejoran la eficiencia, reducen costos y aceleran la transición hacia operaciones autónomas.
Los reportes de la Cámara Argentina de Drones y de la Bolsa de Cereales confirman que Argentina ya es el segundo mercado más grande de la región, detrás de Brasil.
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La minería también impulsa la demanda. Los drones se usan para mapeo 3D, topografía, exploración y seguridad perimetral. Proyectos de cobre y litio ya operan con flotas dedicadas. En energía, las empresas de oil & gas y electricidad incorporan drones para inspección de ductos, pozos, parques solares y líneas de alta tensión. Los reportes de IAPG y CAMMESA muestran un crecimiento sostenido en operaciones aéreas técnicas.
La seguridad urbana suma otro vector. Provincias y municipios adoptan drones con cámaras térmicas y sistemas de seguimiento automático. En logística, la región avanza hacia soluciones de carga con la línea DJI FlyCart, que ya opera en Brasil con capacidades de 40 y 85 kilos. Argentina evalúa pilotos para zonas rurales y corredores de última milla.
El desembarco de HDT NewForce llega en un momento estratégico. La combinación de tecnología global, regulación moderna y demanda creciente crea un entorno donde Argentina puede ganar protagonismo regional. La presencia del mayor fabricante del mundo abre una etapa de inversiones, profesionalización y nuevas oportunidades para toda la cadena productiva.
Río Negro lanzó el Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional, una herramienta diseñada para frenar el declino de los yacimientos maduros y atraer nuevas inversiones en petróleo y gas. El beneficio central es directo: las operadoras que incrementen su producción pagarán solo el 6% de regalías sobre ese volumen adicional, la mitad de la alícuota habitual.
El incentivo se mantiene por diez años o hasta el vencimiento de cada concesión, lo que genera previsibilidad en un segmento que enfrenta costos crecientes y menor productividad.
El programa se aplica exclusivamente a la producción incremental, lo que obliga a las empresas a presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementario y a certificar una curva de producción base auditada por un tercero habilitado por la Secretaría de Energía de la Nación.
No reduce impuestos sobre la producción existente: premia la inversión nueva, desde pulling y workover hasta optimización de extracción, compresión e inyección. Es un esquema focalizado, pensado para reactivar pozos que hoy no serían viables bajo el régimen fiscal tradicional.
El dato clave es el contexto. Entre 2015 y 2025, la producción convencional cayó más del 40% en petróleo y más del 50% en gas a nivel nacional, mientras la inversión se concentró en Vaca Muerta. En Río Negro, la explotación convencional sigue representando más del 60% del petróleo y más de la mitad del gas provincial, pero mantiene una tendencia descendente desde 2013.
El nuevo programa apunta a revertir esa curva, sostener empleo y extender la vida útil de áreas maduras que aún son relevantes para la seguridad energética.
Qué pasa en otras provincias
El movimiento de Río Negro no es aislado. Varias provincias productoras están desplegando herramientas propias para sostener la producción convencional:
• Chubut trabaja en un esquema de incentivos para pozos marginales, con foco en la Cuenca del Golfo San Jorge.
• Santa Cruz evalúa beneficios fiscales para reactivar áreas maduras y evitar el cierre de pozos de baja productividad.
• Neuquén, aunque concentrada en Vaca Muerta, mantiene programas de estímulo para campos convencionales que aportan estabilidad a la red de producción.
• Mendoza avanza con licitaciones de áreas maduras bajo modelos de inversión incremental y regalías reducidas.
La tendencia es clara: mientras el país avanza hacia un esquema energético más competitivo y con mayor participación privada, las provincias buscan retener producción, evitar el abandono de áreas y capturar inversiones que hoy exigen estabilidad regulatoria. Río Negro se suma a este movimiento con un programa que combina incentivos fiscales, reglas claras y un enfoque pragmático para sostener la actividad.
La llegada del buque tanque Summit Spirit a Puerto Rosales con una carga récord de crudo confirma el crecimiento operativo de la terminal y su rol como nodo clave para la exportación de petróleo argentino. El Summit Spirit, un Suezmax de 274 metros de eslora y bandera de Bahamas, arribó para cargar crudo con destino a Estados Unidos, en línea con el aumento sostenido de embarques vinculados a la producción de Vaca Muerta.
Su capacidad —cercana a las 160.000 toneladas de peso muerto— lo ubica entre los mayores buques que operan regularmente en la terminal.
Un puerto que opera a escala internacional
Puerto Rosales viene ampliando infraestructura y capacidad operativa, lo que le permite recibir buques Panamax, Aframax y Suezmax con mayor frecuencia. Las mejoras en almacenamiento, bombeo y muelle consolidan su papel como puerta de salida del crudo argentino hacia los mercados globales. La terminal ya muestra una regularidad operativa que hasta hace pocos años era impensada para la región.
Por qué este movimiento es relevante
• Escala exportadora: confirma que el sistema logístico argentino puede sostener volúmenes crecientes.
• Eficiencia operativa: la infraestructura ampliada reduce tiempos de espera y mejora la rotación de buques.
• Integración con Vaca Muerta: Rosales se consolida como el punto final del midstream neuquino.
• Demanda externa: Estados Unidos se mantiene como principal destino del crudo liviano argentino.
Una tendencia que se consolida
El arribo del Summit Spirit se suma a una secuencia de operaciones que muestran un cambio estructural: Argentina exporta más crudo, con mayor frecuencia y en buques de mayor porte. La combinación de infraestructura ampliada, producción en alza y demanda internacional sostiene un ciclo de crecimiento que reposiciona al país en el mapa energético.
Impacto en la competitividad del Medanito
El aumento de embarques de gran porte tiene un efecto directo en la competitividad del crudo Medanito, el liviano neuquino que hoy compite en el mercado internacional con otros crudos premium como el WTI, el Brent liviano y el Bonny Light.
Los embarques Suezmax permiten:
• Reducir costos logísticos por barril, mejorando el netback para productores y traders.
• Aumentar la previsibilidad de carga, un factor clave para contratos spot y de mediano plazo.
• Mejorar la posición del Medanito en refinerías de la Costa del Golfo, donde su calidad liviana y bajo contenido de azufre es altamente demandada.
• Competir con mayor volumen, lo que fortalece la presencia argentina en un mercado donde la escala define precios y destinos.
La capacidad de Rosales para operar buques de gran porte no solo acompaña el crecimiento de Vaca Muerta: lo potencia, al permitir que el Medanito se consolide como un crudo competitivo en el mercado global de livianos.
La Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de San Juan (UNSJ) obtuvo una patente que introduce un salto tecnológico en la industria del fracking. El desarrollo permite medir de manera automática, precisa y objetiva la redondez y esfericidad de las arenas utilizadas en la fractura hidráulica, un insumo crítico para la extracción de petróleo y gas no convencional.
El método combina visión artificial, matemáticas avanzadas e inteligencia artificial, y fue aprobado por el INPI el 30 de enero de 2026, tras un proceso internacional que confirmó que no existía una solución similar.
Qué es exactamente lo que inventaron
El equipo del Instituto de Investigaciones Mineras (IIM) —liderado por el Dr. Ing. Daniel Chuk, junto a Carlos Gustavo Rodríguez y Adriana Luna— desarrolló el método denominado “Método automático para la determinación de la medida de redondez de un objeto en dos dimensiones utilizando visión artificial y la Transformada de Fourier”.
A partir de fotografías microscópicas, el sistema analiza el contorno de cada partícula y determina parámetros geométricos esenciales para su desempeño en la fractura hidráulica.
Este enfoque reemplaza evaluaciones visuales o mediciones manuales, que suelen ser subjetivas y menos precisas.
Por qué importa para la industria del fracking
La arena sostiene las fracturas generadas en la roca y permite que el petróleo y el gas fluyan. Su forma define:
• Resistencia a la presión
• Permeabilidad de la fractura
• Estabilidad mecánica del reservorio
• Eficiencia de extracción
Un método automatizado permite:
• evitar transportar arena que no cumple estándares,
• mejorar la eficiencia operativa,
• reducir costos logísticos,
• estandarizar la calidad entre proveedores.
En un país donde los yacimientos de arena están lejos de Vaca Muerta, anticipar la calidad antes del traslado es un beneficio económico directo.
Aplicaciones más allá del petróleo
El método también tiene impacto en minería, donde la forma de las partículas influye en procesos como:
• trituración,
• molienda,
• clasificación granulométrica,
• lixiviación.
Una caracterización más precisa mejora la recuperación metalúrgica y optimiza los circuitos de procesamiento.
Clave estratégica
La UNSJ suma su décima patente y consolida un polo científico con impacto directo en la industria energética. La innovación aporta una herramienta que puede integrarse a estándares de calidad para proveedores de arena, mejorar la competitividad de la cadena de valor y fortalecer la autonomía tecnológica del país en un insumo crítico para Vaca Muerta.
Intermodal South America vuelve a reunir a la logística regional en un momento de fuerte transformación del comercio exterior. La edición 2026 se realizará del 14 al 16 de abril en São Paulo Expo, y marcará los 30 años de la feria más influyente del hemisferio sur para logística, intralogística, transporte de cargas, tecnología y comercio exterior.
La escala confirma su liderazgo: más de 500 marcas y una audiencia proyectada de 49.000 profesionales.
Intermodal funciona como un espacio donde se anticipan tendencias, se conectan actores clave y se generan negocios que impactan en toda la cadena de suministro. La feria refleja la digitalización acelerada del sector, el avance de la multimodalidad y el rol creciente de América Latina en los flujos globales.
Los participantes de la 28° Reunión Logística APLA tendrán acceso libre a Intermodal South America. El beneficio amplía el networking y permite sumar contenido estratégico en un ecosistema que reúne a operadores portuarios, navieras, 3PL, tecnológicas, terminales y autoridades públicas.
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Los socios de APLA también acceden a 20% de descuento en el Interlog Summit y 50% de descuento en el registro de visitante. Los códigos pueden solicitarse a comunicacion@apla.lat.
El 4th Interlog Summit, que se desarrolla en paralelo, abordará temas que hoy definen la competitividad logística: multimodalidad, infraestructura, cabotaje, digitalización, ESG, automatización y los desafíos de la intralogística frente al crecimiento del e‑commerce. La agenda combina visión estratégica y soluciones prácticas, con foco en eficiencia y nuevas tecnologías.
Intermodal llega a su 30° edición con una región que gana protagonismo en el comercio internacional. La feria muestra más integración entre modos de transporte, inversiones crecientes en infraestructura y una demanda global que mira a América Latina como un socio confiable. Para las empresas, es un espacio donde se construyen relaciones de largo plazo y se abren oportunidades reales de negocio.
El Gobierno nacional publicará los pliegos técnicos del proyecto de transmisión AMBA I entre fines de marzo y principios de abril de 2026, paso previo a la difusión del pliego económico y la apertura formal de la licitación.
La confirmación se realizó en exclusiva durante el desayuno de networking de Future Energy Summit (FES) Argentina, en donde participaron el director nacional de Generación Eléctrica de la Nación, Maximiliano Bruno, y el gerente general de CAMMESA, Juan Luchilo, junto a empresarios y autoridades del sector renovable regional.
“Seguramente primero se publiquen los pliegos técnicos y luego el pliego completo con toda la parte económica. La idea es publicar la licitación del proyecto de transmisión AMBA I este año 2026 y luego, probablemente en 2027, otras dos líneas”, aseguró Bruno.
El alcance incluirá la línea de 220 kV y 500 kV, la estación transformadora, entre toda la infraestructura que conlleva el proyecto que contempla más de 500 kilómetros de líneas eléctrica para mejorar la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, considerando que la región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional.
“El proyecto de transmisión AMBA I incorporar una cuarta estación transformadora al oeste, entre Ezeiza y General Rodríguez y, a su vez, esa estación transformadora, vincularla con Atucha por el norte y la ET Ezeiza con con dos líneas de 500 kV de 25 kilómetros hacia el sur. Y desde esa estación transformadora alimentará a la ciudad de Buenos Aires con dos líneas de 220 kV”, detalló Luchilo.
“Es decir que es un proyecto destinado específicamente a darle más confiabilidad y abastecer la demanda del área del Gran Buenos Aires (GBA). Además, tiene otro componente que es una estación transformadora a 132 kV, y una salida de líneas de 132 kV para alimentar la zona del norte de la provincia de Buenos Aires”, agregó.
En paralelo, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, ya había anticipado en la inauguración de FES Argentina que las licitaciones de transmisión son el objetivo principal del gobierno para 2026, con respaldo del Banco Interamericano de Desarrollo como garante, y que estas iniciativas podrían participar del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.
Puntualmente, será una licitación para una concesión al sector privado, donde los oferentes deberán ofertar a través de una tarifa que servirá como el recupero de la inversión, por un plazo estipulado de concesión de la infraestructura.
Obras complementarias y conexión con renovables
El lanzamiento de AMBA I se inscribe dentro de un paquete más amplio de ampliaciones en 500 kV orientadas a facilitar la evacuación de nueva generación desde distintas regiones del país.
Entre ellas se encuentra la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá evacuar nueva generación desde la región de Cuyo, además de transportar parte de la producción eléctrica proveniente del sistema Comahue.
“Esas líneas son una especie de cierre de anillo este – oeste que permitirá dar confiabilidad e incorporación de potencia renovable, especialmente solar”, señaló Luchilo
También fue priorizada la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, destinada a fortalecer la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal de transmisión, lo que permite generación renovable en el sur.
En paralelo, la entrada en operación de la central hidroeléctrica Jorge Cepernic —antes denominada La Barrancosa— agregará 360 MW de potencia, que exigirá nueva infraestructura y, en consecuencia, se evalúa la necesidad del desarrollo de la línea de transmisión 500 kV Vivoratá – Plomer, según confirmaron las autoridades de gobierno.
“En resumen, las obras son una ET y líneas para abastecimiento de la demanda de Gran Buenos Aires y un par de vínculos para complementar la posibilidad de incorporar nueva oferta renovable, térmica, hidroeléctrica o la que fuera”, afirmó el gerente general de CAMMESA.
“Además, como las líneas tienen un salto y pueden incorporar 1000 MW de capacidad, siempre da un poco de tiempo adicional de mejora de confiabilidad porque tenemos que tener un sistema más confiable”, subrayó.
Panamá reactivó su esquema de contratación estructurada con la licitación pública internacional LPI ETESA 01-25, y la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) llevó adelante el acto de recepción de ofertas hidroeléctricas y eólicas.
Del total de participantes, seis empresas presentaron propuestas para energía y una exclusivamente para potencia, reflejando competencia efectiva en el segmento renovable.
Las compañías que entregaron ofertas en el marco de la LPI ETESA 01-25 fueron UEP III Panamá S.A.; UK Parque Eólico La Colorada S.A.; Hidronorth Corp.; Los Naranjos Overseas S.A.; Santa Cruz Wind S.A., que presentó dos propuestas; y Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A.
La convocatoria respondió a una recomendación formal de la Secretaría Nacional de Energía orientada a cubrir las obligaciones contractuales de las empresas distribuidoras. Y en términos técnicos, la contratación busca reforzar la potencia firme disponible, un componente esencial para garantizar confiabilidad ante variabilidad hidrológica y crecimiento de la demanda.
Según informó la Secretaría Nacional de Energía de Panamá a Energía Estratégica, 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.
“ETESA revisará las ofertas, emitirá un informe de evaluación y una resolución con la adjudicación de la empresa ganadora”, precisó DayanaFernández, directora de Gestión Comercial de ETESA.
Marco regulatorio y planificación energética ampliada
La LPI ETESA 01-25 se desarrolló bajo el paraguas de la Ley 43 del 9 de agosto de 2012, que reformó la Ley No. 6 de 1997 y estableció un pliego especial para la compra de potencia y energía a generadoras, autogeneradoras y cogeneradoras nacionales y extranjeras.
El acto fue transmitido en vivo a través del canal institucional, reforzando estándares de transparencia en una convocatoria que impacta directamente en la estructura de abastecimiento del sistema eléctrico panameño.
Esta licitación se inserta además en una planificación de mediano plazo que Panamá extendió recientemente, incorporando el almacenamiento energético como nueva prioridad estratégica para complementar la expansión renovable y fortalecer la confiabilidad operativa.
Con siete actores en competencia, un proceso que retoma su curso tras la postergación y un cronograma definido hacia abril, Panamá refuerza su esquema de contratación para asegurar suministro, previsibilidad a las distribuidoras y mayor participación de generación renovable en su matriz eléctrica.
Colombia reguló dos normas claves para el mercado eléctrico: la Resolución CREG 101 099 de 2026, que regula integralmente la autogeneración remota y al productor marginal remoto, y la resolución de la UPME que define el procedimiento para resolver las solicitudes de conexión de usuarios finales al STN y STR.
La novedad no es menor, ya que por primera vez, la autogeneración remota queda plenamente integrada bajo criterios de simetría regulatoria frente al Mercado de Energía Mayorista, con reglas comparables a las de una planta convencional en materia de conexión, operación y responsabilidades.
Para Hemberth Suárez Lozano, abogado en OGE ENERGY, el nuevo marco no desplaza los mecanismos existentes de expansión renovable: «Es un complemento que abre más oportunidades para las FNCER”.
Mientras las subastas de largo plazo continúan siendo el instrumento para incorporar grandes bloques de oferta renovable con contratos bancables, la autogeneración remota se consolida como herramienta estratégica para la demanda corporativa distribuida.
La Resolución CREG 101 099 desarrolla el principio de simetría establecido en el Decreto 1403 de 2024 y, en términos prácticos, autogeneradores y generadores deberán cumplir exigencias técnicas similares cuando utilicen la red, incluyendo contratos de respaldo para gran escala y eventuales condiciones de participación en mecanismos como el Cargo por Confiabilidad.
“Opera bajo el principio de simetría regulatoria frente al MEM, en el MEM generadores o autogeneradores deben cumplir las mismas exigencias”, explicó Suárez Lozano.
En paralelo, la resolución de la UPME introduce un calendario formal de recepción de solicitudes en dos ciclos anuales —enero y mayo— y plazos definidos para la emisión de conceptos de conexión. Como consecuencia, la asignación de capacidad deja de ser un proceso abierto y pasa a estar estructurada bajo ventanas regulatorias claras.
Nuevo rol para la demanda industrial
El impacto de las resoluciones se concentra en los grandes consumidores. Con el nuevo marco, empresas industriales podrán estructurar esquemas de autogeneración remota con mayor previsibilidad jurídica y técnica.
Algunos proyectos podrán evitar determinados trámites ambientales o procesos de consulta comunitaria propios de desarrollos de gran generación centralizada, dependiendo de su configuración. Además, el esquema abre la puerta a señales de confiabilidad bajo reglas simétricas.
“Estamos ante una oportunidad para grandes grupos industriales de migrar de simples compradores de energía a gestores activos de portafolios energéticos corporativos”, sostuvo el directivo.
Call centers, data centers y estaciones de recarga para vehículos eléctricos aparecen como perfiles naturales para adoptar el modelo, especialmente en un contexto donde el Sistema Interconectado Nacional enfrenta restricciones de expansión y congestión en algunos nodos.
Las resoluciones también aclaran el tratamiento para autogeneradores sin excedentes, quienes no requerirán autorización formal de conexión ante la UPME, aunque deberán cumplir todos los requisitos técnicos, operativos y de seguridad exigidos por la regulación vigente y el RETIE.
Uno de los puntos que generaba mayor debate era el contrato de respaldo. Desde la perspectiva de Suárez Lozano, la exigencia no constituye una barrera estructural sino una fase de consolidación del mercado.
“Es poco a poco. No los veo como barreras; los veo como mecanismos de maduración del mercado”, afirmó.
Con estas dos resoluciones, Colombia avanza hacia un modelo eléctrico híbrido más sofisticado, donde conviven subastas centralizadas, generación tradicional y autogeneración remota bajo reglas homogéneas.
La publicación simultánea de ambas normas no solo ordena técnicamente el mercado. Marca un punto de inflexión: la demanda corporativa deja de ser un actor pasivo y pasa a integrarse formalmente en la planeación y operación del sistema eléctrico nacional.
Acciona pone el foco en la agilidad regulatoria como condición estructural para sostener nuevas inversiones renovables en España.
Durante su intervención en FES Iberia 2026, Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de ACCIONA, señaló a Alemania como referencia en materia de permisos y planificación energética, y planteó la necesidad de revisar el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para adaptarlo a la realidad actual del mercado.
“La parte de la permisología renovable es algo estratégico dentro del sistema alemán, con lo que no se duda que se puede hacer. Tú lo haces y luego se pregunta, que quizás eso también tiene un punto de abusividad en un momento dado, pero la realidad es que están desarrollando y que están implementando renovables, tanto eólica, fotoovoltaica, como baterías, de una forma especialmente ágil», analizó.
«Y me quedo con que sí existen sistemas que pueden permitir que esa permisología, donde nos estancamos y donde todos hemos reflejado que es una caja negra con la cual no podemos predecir cuándo tenemos que estar», agregó.
Reviva FES Iberia 2026
En contraste, en el mercado español el desarrollo de proyectos continúa enfrentando demoras persistentes. Esteban reconoce que se trata de un problema largamente señalado por el sector y aún sin resolver. “Se ha tardado demasiado en desarrollar plantas energéticas renovables y eso no ha tenido una mejoría especial”, sostuvo.
El planteo, sin embargo, va más allá de la tramitación administrativa. El ejecutivo introduce un concepto central para cualquier inversor institucional: la predictibilidad regulatoria. Los activos renovables requieren décadas para amortizarse y operar bajo marcos estables.
“Hacemos cosas que tardan mucho tiempo en hacerse, mucho tiempo en desarrollarse y luego que tienen que durar muchísimo tiempo”, remarcó.
La falta de esa estabilidad, explicó, genera debate permanente en los comités de inversión respecto a “qué invertir, dónde invertir y en qué invertir”, especialmente cuando se trata de compromisos financieros a 30 años. En esa línea, la actualización del PNIEC se vuelve ineludible. El directivo considera que el documento quedó desalineado respecto al contexto actual del mercado.
“Me encantaría que se revisara el PNIEC a un entorno más realista. Creo que se ha quedado desfasado”, afirmó.
Y aunque reconoció la complejidad del contexto político y electoral, insistió en que el sector necesita una hoja de ruta clara que permita proyectar decisiones estratégicas.
Mientras tanto, el sistema eléctrico enfrenta una nueva tensión estructural: la congestión en el acceso de la demanda. Si en años anteriores el foco estaba puesto en habilitar generación, hoy el desafío se traslada al consumo, según apuntó el ejecutivo.
“En el lado de la demanda estamos justo donde estábamos antes, hay una barbaridad de solicitudes de conexión de demanda”, advirtió.
Por lo que resolver ese cuello de botella es clave para dimensionar la siguiente ola de inversiones, a tal punto que el especialista lo remarcó como “crítico» para la evolución de la electrificación y para entender qué tecnologías deberán incorporarse en función de los consumos futuros.
En este contexto, ACCIONA adopta una estrategia prudente en el mercado español. La compañía prioriza repotenciaciones, y prueba de eso es la reciente repotenciación del parque eólico Tahivilla, de 84,4 MW, en Tarifa, cuya puesta en marcha está en fase final. La operación refleja una apuesta por optimizar capacidad instalada y capturar mayor eficiencia antes de asumir nuevos desarrollos en un entorno regulatorio aún incierto.
En fotovoltaica, el enfoque es selectivo. “La fotovoltaica, estamos hiper oportunistas”, explicó Esteban, señalando que solo avanzan proyectos con alto nivel de seguridad. El despliegue, añade, se da “con relativa calma”.
Por otro lado, Esteban explica que la compañía analiza en detalle las hibridaciones sobre activos existentes antes de avanzar en nuevas inversiones; decisión que responde a evaluaciones técnicas y financieras exhaustivas.
Si bien las baterías se presentan como solución a la sobrepenetración solar, el directivo cuestiona la asignación actual de riesgos.
“Estamos pagando el pato de que el sistema no ha funcionado”, afirmó, al referirse a inversiones adicionales que los generadores deben incorporar para proteger sus activos principales frente a desequilibrios del mercado.
Desde su perspectiva, el esquema requiere una revisión profunda. “Eso hay que dar una vuelta más conceptual de fondo”, remarcó, planteando la necesidad de redefinir el rol del almacenamiento y su encuadre dentro de la cadena de valor eléctrica, particularmente en relación con transmisión y operación del sistema.
Con presencia en Estados Unidos, España, República Dominicana, Chile, Sudáfrica, Italia, Croacia, Filipinas, Tailandia y Australia, ACCIONA aplica una estrategia tecnológica similar basada en eólica, fotovoltaica y baterías donde resultan competitivas. Sin embargo, el mensaje central trasciende geografías.
“Hay que reevaluar dónde estamos, definir un nuevo plan energético”, concluyó Esteban. Para el directivo, replicar la agilidad alemana implica asumir la transición como política estratégica de Estado y dotar al sector de la previsibilidad necesaria para sostener inversión de largo plazo.
Santiago Bulat, Flavia Royón y Juan José Aranguren, junto a Nicolás Gandini en la primera edición de la tercera temporada de Dínamo.
La modificación de la Ley Nacional de Glaciares (Ley 26.639) fue uno de los grandes ejes temáticos que monopolizó el intercambio de ideas en el debut de la tercera temporada de Dínamo – Charlas de Energía, bajo la conducción periodística de Nicolás Gandini.
Consultada al respecto, la senadora nacional Flavia Royón explicó por qué resulta tan importante clarificar la normativa sancionada en 2010. “La Ley de Glaciaresprotege, justamente, los ambientes glaciar y periglaciar. Con los glaciares descubiertos, como el Perito Moreno, no hay discusión alguna: representan reservas hídricas estratégicas que deben cuidarse. En el ámbito periglaciar, en tanto, hay que diferenciar el caso de los llamados ‘glaciares de escombro’, que son rocas con un contenido de agua muy variable, por lo que no siempre está claro que tengan una función hídrica”, distinguió.
En función de lo estipulado en la legislación, indicó, se encaró la realización del Inventario Nacional de Glaciares (IANIGLA) a partir de imágenes satelitales. “Sin embargo, para determinar de manera fehaciente la función hídrica de los glaciares de escombro a lo largo de la cordillera, faltaron tomas de muestras y estudios territoriales y de laboratorio que claramente son más onerosos”, advirtió.
En ese sentido, destacó la decisión de San Juan que resolvió evaluar sus propias áreas periglaciares y logró demostrar que no tenían función hídrica. «La controversia pasa por cómo desafectar esas geoformas del inventario y si las provincias que teóricamente manejan los recursos están facultadas para llevar a cabo esa labor», señaló.
Con la adecuación de la Ley de Glaciares, resaltó, se aclarará que todo el ambiente periglaciar se encuentra protegido hasta tanto las provincias demuestren mediante evaluaciones técnico-científicas que las zonas que suscitan dudas carecen de función hídrica. “Así como está hoy, la norma incluso inhabilita hacer estudios de impacto ambiental”, cuestionó la legisladora salteña.
Ley de Glaciares: un Frankenstein legal
Juan José Aranguren aseguró que la Ley de Glaciares original tenía contradicciones internas en sus artículos.
A criterio de Juan José Aranguren, no debe perderse de vista que la Ley de Glaciares actual nunca fue reglamentada y que existen contradicciones internas en sus artículos. “La norma es un ‘Frankenstein’. Hay una parte que dice ‘se puede’ y otra que dice ‘se prohíbe’. Además, al ser una Ley de Presupuestos Mínimos, va en contra del artículo 124 de la Constitución Nacional, que establece que las provincias son las dueñas originarias de los recursos.Lo que ahora se está modificando -en buena hora- es devolverles a las provincias lo que la Constitución dice”, manifestó el ex ministro de Energía de la Nación.
Obviamente, añadió, todas las decisiones deben tomarse con base en estudios que las avalen. “No creo que ninguna provincia quiera afectar sus recursos hídricos estratégicos en función de una explotación minera. Viene bien una aclaración para las zonas con glaciares de escombro, donde hay muchos emprendimientos de clase mundial cuyo desarrollo se encuentra impedido. Lo que indica la modificación de la ley es que esas zonas deben analizarse y comprobar si está bien explotarlas o no”, argumentó.
Tal como están las cosas, advirtió, la Argentina -pese a contar con abundantes recursos- aún no tiene en marcha ningún proyecto del principal mineral de transición: el cobre. En su opinión, este escenario deriva en gran medida de las restricciones que impone la actual Ley de Glaciares, la cual carece de precedentes en el resto del mundo.
“Así lo evidencia la evolución en los últimos 15 años de la industria de Oil & Gas, que pese al cepo cambiario y los controles de precio se fue desarrollando de la mano de liberaciones parciales, como el Decreto 929 de 2013, la Resolución 46 de 2017, el Plan Gas.Ar, la Ley Bases y ahora el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)”, comparó.
La antigua Ley de Glaciares y el tiempo perdido
Tanto Royón como Bulat hicieron hincapié en las diferencias sustanciales de la minería en Chile y Argentina, a pesar de tener una fisonomía semejante.
Tal como sostuvo Royón, desde una perspectiva minera Chile posee una fisionomía parecida a la de la Argentina, e inclusive cuenta con más glaciares en su zona cordillerana. “Sin embargo, no tiene Ley de Glaciares. Y sus exportaciones mineras son 10 veces mayores que las nuestras”, remarcó.
En el caso del cobre, en particular, el economista Santiago Bulat le puso cifras concretas a la brecha exportadora entre ambos países limítrofes. “Mientras que Chile exporta el recurso por u$s 55.000 millones anuales, para la Argentina ese valor es actualmente cero”, cuantificó.
Además de no poseer una redacción clara, intervino Royón, la vigente Ley de Glaciares desconoció el marco jurídico previo, como el Código Minero (que dispone de un capítulo ambiental), la Ley General del Ambiente y la Ley de Aguas. “Teniendo en cuenta toda esa legislación preexistente, podría decirse que su sanción fue un exceso”, calificó la ex secretaria de Minería de la Nación.
La normativa fue fruto de una negociación política, señaló Aranguren, más que de una planificación coordinada. “Bajo mi gestión quisimos reglamentarla y aportar claridad, pero ni siquiera la pudimos discutir internamente. Cada parte tenía su propio interés y había artículos que entraban en conflicto con otros”, recordó.
En definitiva, resumió Royón, lo que se procura con la aclaración de la Ley de Glaciares es proteger el agua. “Se trata de instalar que con esta modificación legislativa se está entregando el agua, entre otras barbaridades. Lo que se busca, en verdad, es determinar dónde hay función hídrica para garantizar su protección. No se va a autorizar ninguna actividad minera que ponga en riesgo el recurso”, subrayó.
Este paso que se está dando ahora, completó Aranguren, tiene una trascendencia fundamental. “Con los limitantes de esta ley, perdimos 15 años de desarrollo minero en la Argentina”, sentenció.
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 16/03/2026 al 29/03/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 39 ofertas por un volumen total diario de 29,9 millones de metros cúbicos, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,38 por Millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,14 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios en el PIST fueron desde U$S 1,91 hasta U$S 2,52 el MBTU, en tanto que fueron desde U$S 2,51 hasta U$S 3,50 el MBTU en el GBA.
Desde Neuquén llegaron 13 ofertas que totalizaron 12,0 MMm3/día. Desde Santa Cruz llegaron 8 ofertas por un total de 3,8 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego se realizaron 8 ofertas que sumaron 7,1 MMm3/día, Desde la cuenca Noroeste llegaron 5 ofertas que totalizaron 2,4 MMm3/día, y desde Chubut otras 5 ofertas por un total de 4,6 MMm3/día.
La compañía ratifica, por tercer año consecutivo, su acompañamiento al programa educativo de la Provincia del Neuquén.
Pluspetrol firmó un nuevo convenio de adhesión al programa de Becas “Gregorio Álvarez”, por el cual destinará USD 1 millón para fortalecer esta iniciativa impulsada por el Gobierno de la Provincia de Neuquén. De esta manera, la compañía reafirma su compromiso con el desarrollo educativo provincial por tercer año consecutivo.
Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol aseguró: “El desarrollo sostenible comienza con educación. Por eso, decidimos acompañar por tercer año consecutivo las Becas ‘Gregorio Álvarez’, ya que estamos convencidos de que invertir en la formación de los jóvenes neuquinos es invertir en el futuro de la provincia y en más oportunidades de crecimiento para toda la comunidad”.
El aporte forma parte del plan de Responsabilidad Social previsto por Pluspetrol para 2026 en Neuquén, que totaliza USD 4.2 millones. Este monto incluye además USD 1 millón destinado al Instituto Vaca Muerta y el resto para programas de inversión social con foco prioritario en Añelo y Rincón de los Sauces, reafirmando el compromiso de la compañía con el desarrollo local.
Las Becas Gregorio Álvarez están dirigidas a estudiantes desde jardín de infantes hasta educación superior que demuestren necesidad económica y se encuentren cursando carreras en universidades o institutos terciarios. El programa contempla apoyo financiero para cubrir matrícula, materiales de estudio, transporte y otros gastos asociados a la formación académica.
A través de esta iniciativa, Pluspetrol consolida su estrategia de Responsabilidad Social, alineada con las políticas públicas provinciales y enfocada en generar oportunidades educativas y de desarrollo profesional para las comunidades donde desarrolla sus operaciones.
El mercado petrolero acaba de recibir un fuerte sacudón. Este jueves, los precios del crudo saltaron más de un 3%, impulsados por un conflicto entre EE. UU. e Irán que ya no solo es retórica, sino una amenaza real a los suministros globales.
Las cifras del día
El panorama en las pantallas de trading es de un verde intenso. Para el mediodía, el Brent subía casi tres dólares situándose en $84.32 por barril. Por su parte, el WTI estadounidense dio un salto aún más agresivo del 5.89%, rozando los $79.06. Es su nivel más alto en más de un año.
Un estrecho bajo fuego y tanques vacíos
¿Por qué el pánico? La clave está en la logística. El Estrecho de Ormuz, por donde pasa una quinta parte del petróleo mundial, está prácticamente paralizado. Analistas de JPMorgan advierten que, si este bloqueo persiste, el mercado perderá unos 3.3 millones de barriles diarios en cuestión de una semana.
La situación sobre el terreno es crítica:
Irak ya recortó su producción en 1.5 millones de barriles porque no tiene dónde guardarlos ni por dónde sacarlos.
Qatar declaró “fuerza mayor” en sus exportaciones de gas; volver a la normalidad les tomará, al menos, un mes.
En el puerto iraquí de Khor al Zubair, un petrolero de bandera de Bahamas reportó daños en su casco tras una explosión.
El factor político: Trump entra en escena
Mientras los misiles caen cerca de Teherán y las sirenas suenan en Dubái, la política añade leña al fuego. Donald Trump declaró a Axios que planea involucrarse personalmente en la elección del próximo líder iraní, rechazando tajantemente al hijo de Jamenei. “Queremos a alguien que traiga armonía”, afirmó, comparando la situación con sus movimientos previos en Venezuela.
¿Qué significa esto para el sector?
No es solo un problema de gráficas en Wall Street. Al reducirse la oferta, los derivados del petróleo también suben: el diésel en EE. UU. ya alcanzó su precio más alto desde principios de 2023. Con casi 300 petroleros atrapados en la zona de conflicto y refinerías cerrando en Asia y Medio Oriente, la presión al alza parece lejos de terminar.
La guerra ha entrado en su sexto día y, tras el hundimiento de un buque iraní y el intercambio de misiles de esta mañana, el mundo de la energía aguanta la respiración.
Genneia y BID Invest sellaron el primer tramo del financiamiento por US$ 185 millones.
Genneia, la principal compañía generadora de energía eólica y fotovoltaica del país, cerró un acuerdo con el BID Invest por un financiamiento total de US$ 320 millones para la construcción de cuatro nuevos parques solares y la instalación de centrales de almacenamiento de baterías de energía eléctrica.
Genneia y BID Invest sellaron el primer tramo del financiamiento por US$ 185 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años para el desembolso completo. “Este acuerdo no solo consolida el liderazgo de Genneia en la transición energética, sino que se posiciona como un catalizador fundamental para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas”, señaló la compañía en un comunicado.
El acuerdo facilitará la ejecución de los parques solares San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW), en la región de Cuyo, y de los parques Lincoln y Junín (de 20 MW cada uno) en la provincia de Buenos Aires. Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en Buenos Aires para optimizar la estabilidad de la red frente a picos de demanda.
El alcance del financiamiento obtenido por Genneia
El acuerdo facilitará la ejecución de los parques solares San Rafael y San Juan Sur, en la región de Cuyo, y Lincoln y Junín, en Buenos Aires.
Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).
Desde Genneia explicaron que esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.
Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló que «este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable».
Genneia cuenta con un 23% del total de la potencia instalada de energías renovables, alcanzando el 21% en energía eólica y un 26% en solar. La reciente entrada en operación de los parques solares en San Rafael y Anchoris, ambos en Mendoza, y el Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, elevaron la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.580 MW. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur (129 MW).
La industria minera local cambió su forma de comunicar y logró destrabar un debate dicotómico dejando atrás su postura reactiva.
Por Guadalupe Muñoz (*)
La comunicación institucional, en particular la que concierne a sectores con una gran interacción con el entorno ambiental y social como la minería, ha experimentado una metamorfosis profunda en los últimos cinco años en Argentina. Este cambio responde a una reorientación estratégica impulsada por el desarrollo tecnológico, la madurez del sector, la presión y el interés genuino de la sociedad de entender el impacto de la minería y la necesidad imperante de legitimación y de desmitificación de la industria.
Giro estratégico de la minería: del silencio a la transparencia activa
Históricamente, la comunicación minera solía caracterizarse por una postura reactiva, enfocada sobre todo en la defensa ante críticas y crisis. Era común que las empresas priorizaran el bajo perfil, comunicando solo lo estrictamente necesario y, a menudo, en un lenguaje técnico inaccesible. Esta estrategia, generó, además de una suspicacia y sospecha por parte de la opinión pública que sentía que algo se le ocultaba, un vacío informativo que fue rápidamente ocupado por narrativas activistas que rechazan la minería en todas sus formas, creando un ciclo de desconfianza.
Sin embargo, en los últimos cinco años, hemos observado un quiebre fundamental. Las principales compañías mineras del mundo han adoptado un modelo de comunicación proactiva y multidimensional. Este cambio se debe a varios factores convergentes:
El imperativo del desarrollo: Existe en la sociedad un trade off entre la generación de empleo y la intervención en el medio ambiente, donde se vislumbra un crecimiento de las comunidades con una demanda genuina de nuevas verticales de crecimiento y generación de empleo.
La visibilidad del contexto global: En un contexto geopolítico cada vez más convulsionado, el mundo demanda una forma de reserva de valor, y el oro ocupa ese espacio. Además, la minería de metales críticos (litio, cobre y plata) se ha posicionado como un pilar en la transición energética global. Esta relevancia obliga a las empresas a comunicar su rol no solo como extractores de recursos, sino como proveedores de soluciones para el cambio climático.
La madurez de la comunicación institucional y la autocrítica: La experiencia demostró a las empresas mineras que la estrategia del rígido bajo perfil y el silencio informativo no sólo era ineficaz, sino perjudicial, generando un vacío ocupado, entonces, por el activismo antiminero. Este autodiagnóstico impulsó una apertura proactiva, reconociendo que la única forma de fortalecer la licencia social es a través de la transparencia y la pedagogía social. Las compañías asumieron el rol de explicar e incluso mostrar de qué se trata la minería, destacando los beneficios concretos que trae al desarrollo local y a nivel país, y la rigurosidad de los estándares de seguridad y regulación que la posicionan como una de las industrias más controladas. Esta comprensión de la importancia de la comunicación, como eje estratégico, es un factor clave que ha fortalecido la aceptación social de la industria.
La evidencia de la transformación: el data analytics suite (DAS)
Guadalupe Muñoz, Directora de Asuntos Corporativos LLYC Argentina
Un estudio reciente, como el Data Analytics Suite (DAS), desarrollado por la consultora de Asuntos Corporativos y Marketing LLYC para analizar la conversación digital sobre el sector, ilustra con claridad esta tendencia. La disposición de la industria a comunicar más proactivamente, favorece a la construcción de una sociedad más informada y eso a su vez favorece a que, como demuestran estos análisis, el debate público haya evolucionado hacia un escenario más constructivo y de mayor volumen de diálogo en las redes.
El DAS detalla que, si bien la conversación total aumentó en mensajes y usuarios únicos (lo que implica un incremento en los mensajes positivos), lo más relevante es que la discusión mutó de una dicotomía simple («minería sí o minería no») a un debate más enriquecedor sobre cuál es la mejor manera de desarrollar la actividad en el país.
Los datos de este diagnóstico resaltan:
Aumento del apoyo en el debate: Las comunidades digitales aliadas a la minería incrementaron de manera significativa su volumen, pasando de aproximadamente un 35% a cerca del 47.4% de los mensajes totales en el período reciente.
Desacople de la negatividad: Por primera vez, el crecimiento de los mensajes positivos no arrastró un incremento en espejo de las menciones negativas, lo que demuestra una mayor aceptación de la industria y un apoyo social más consolidado.
Enfoque en el «cómo»: La relevancia de comunidades digitales con un discurso más especializado, nos habla de una demanda social por mayor información sobre el impacto verdadero de la minería, enfocando la discusión en el desarrollo y la implementación.
El impacto: de la dicotomía del debate, a la discusión fructífera
El resultado de esta nueva estrategia comunicacional implica una reconfiguración de la aceptación social. Si bien la oposición a la actividad sigue siendo un actor relevante y legítimo, el debate mutó de un planteo dicotómico («minería sí o minería no») a una discusión más fructífera sobre el cómo.
El sector logra, en gran medida, desplazar la narrativa desde una visión puramente productiva y resultadista, hacia una que incluye la sustentabilidad económica, social y ambiental.
Este cambio permite a gobiernos, sindicatos y proveedores incorporar la minería en la planificación de desarrollo regional sin el estigma paralizante de años anteriores.
La clave de este éxito radica en un principio fundamental que debe perdurar: la comunicación no es un mero departamento de prensa. Es una función estratégica, un driver de la licencia social. Las empresas que entienden que el proyecto no empieza cuando se inicia la exploración, sino cuando se entabla el primer diálogo honesto y transparente con los distintos públicos de interés, son las que hoy lideran la nueva era de la minería en Argentina. La tarea ahora es sostener y profundizar esta confianza a largo plazo.
(*) Directora de Asuntos Corporativos LLYC Argentina
El ministerio de Economía anunció que “en el marco de la reunión de Directorio, Energía Argentina S.A. (ENARSA) acordó la resolución de controversias con los contratistas a fin de emprender la reanudación de las obras de construcción de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz”, que fueran adjudicadas y encaradas durante el segundo gobierno de Cristina Fernández, y que acumulan un muy fuerte retraso respecto de los cronogramas originales.
El entendimiento alcanzado ahora mediante la firma de una nueva Adenda en el contrato con la firma adjudicataria, que encabeza la empresa china Gezhouba, busca ordenar un conflicto que se arrastraba desde hace años y que había frenado el avance del proyecto.
“En particular, la represa Jorge Cepernic, la de menor tamaño dentro del complejo (la otra es la represa Néstor Kirchner), es la que presenta el mayor grado de ejecución y alcanza actualmente un 46 % de avance, por lo que su reactivación es prioritaria para acelerar resultados concretos y recuperar el ritmo de obra”, explicó el Ministerio de Economía de la Nación.
Las represas (cuya denominación histórica eran Condor Cliff y La Barrancosa) fueron proyectadas para el aprovechamiento hidroeléctrico de Río Santa Cruz y su aporte al Sistema Interconectado Nacional. Su concreción implicaba incrementar 12 por ciento la potencia instalada hidroeléctrica del país al sumar 360 MW (JC) y 950 MW (NK).
Fueron licitadas en 2013 y su construcción contaba con amplio financiamiento de bancos de China, debían estar listas en 2023. Sin embargo, decisiones adoptadas durante administraciones anteriores, en particular durante el gobierno de Mauricio Macri frenaron su ejecución. De hecho se procuró desplazar del proyecto a socios locales (Electroingeniería).
El consorcio adjudicatario para la construcción de las dos usinas hidroeléctricas es la Unión Transitoria de Empresas (UTE) liderada por la china Gezhouba Group (54 %), junto con la argentina Eling Energía (36 %) y Hidrocuyo (10 %).
“El proceso quedó atravesado por incumplimientos contractuales (el Estado argentino debía realizar aportes parciales), falta de actualizaciones de precios frente al aumento de costos y una acumulación de reclamos que derivaron en la ralentización y posterior virtual detención del proyecto. Desde 2016 no se había cumplido el contrato, ni se habían efectuado redeterminaciones de precio”, describe ahora el gobierno.
Y agrega que “como consecuencia, la contratista (que venía realizando fuertes desembolsos) acumuló reclamos por más de U$S 700 millones, mientras que entre ambas represas sólo se ejecutaron aproximadamente U$S 1.800 millones. Para completar las dos obras, se estima que aún se requieren U$S 5.000 millones de inversión”, calculó Economía. Al momento de la licitación y adjudicación del proyecto se calculó una inversión total de 4.700 millones de dólares.
“Con esta decisión, ENARSA avanza en la regularización de condiciones y el encauzamiento de disputas heredadas para asegurar que se retome la construcción con un cronograma verificable, comenzando por los frentes asociados a la represa Jorge Cepernic. En este marco, se prevé que la represa Jorge Cepernic podría finalizarse en 2030, aportando 1.860 GWH al Sistema Argentino Interconectado (SADI), con una potencia instalada de 360 MW”, se puntualizó. Pero no se precisó que ocurrirá con la otra central hidroeléctrica.
Economía indicó que “la medida se enmarca en el proceso de normalización del sector y en la decisión del Gobierno Nacional de ordenar contratos y resolver controversias pendientes, respetando los compromisos asumidos por el país”. Esta afirmación sugiere además un cambio del criterio original de rechazo por parte de la Administración Milei respecto de la relación política y económica con China.
El país asiático, cabe recordar, habilitó hace varios años un Swap financiero en favor de la Argentina. En abril de 2025, renovó por 12 meses una línea activa por el equivalente a U$S 5.000 millones. Vale decir que en las próximas semanas China decidirá si vuelve a renovarlo. Por este mecanismo, el Banco Popular de China entrega yuanes al Banco Central, y a cambio recibe pesos argentinos. El esquema favorece la acumulación temporal de reservas en el BCRA.
Genneia, la compañía líder en energías renovables de Argentina, y BID Invest anunciaron la firma de un acuerdo de financiamiento por USD 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta USD 320 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años. Este acuerdo no solo consolida el liderazgo de Genneia en la transición energética, sino que se posiciona como un catalizador fundamental para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas.
Esta inversión facilitará la ejecución de 4 Parques Solares: San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW) en Cuyo, junto a Lincoln y Junín (20 MW cada uno) en Buenos Aires. Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en la provincia de Buenos Aires optimizando la estabilidad de la red frente a picos de demanda.
Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).
Esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.
“Este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable”, destacó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
En el marco del trabajo iniciado por el Ministerio de Desarrollo Productivo, para que empresas santafesinas puedan ser proveedoras de servicios e insumos en Vaca Muerta el gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, viajará a Neuquén junto a más de 20 industriales para avanzar en acuerdos que posibiliten la promoción del desarrollo industrial en el sector depetróleo y gas, producción y turismo.
En la oportunidad, el mandatario santafesino firmará un convenio de cooperación con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, con el objeto de promover el desarrollo de proveedores, capacitación mutua e intercambio de tecnologías.
Networking y visita a YPF
La agenda, coordinada por el Centro Pyme-Adeneu de Neuquén, incluye luego del acto un networking con industriales santafesinos y neuquinos, para buscar posibles proveedores para ambas provincias.
Además, el viernes funcionarios e industriales santafesinos visitarán el yacimiento Loma Campana de YPF.
Al inicio de la gestión, el gobierno santafesino creó la Mesa de Gas, Petróleo y Minería, que reúne a alrededor de 350 empresas santafesinas que trabajan con el sector.
Vaca Muerta vivió en febrero uno de sus momentos más destacados, al registrar un total de 2.371 etapas de fractura, la cifra más alta para un segundo mes del año en la historia de esta formación shale. Este dato refleja la velocidad con la que se están poniendo en producción nuevos pozos no convencionales en la cuenca neuquina.
El informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, para la Fundación Contactos Energéticos, revela que el 80,5% de estas fracturas correspondieron a pozos destinados a la extracción de petróleo, mientras que el 19,5% restante se enfocó en gas natural. Esta predominancia del sector petrolero resulta llamativa, ya que en este período del año suele aumentar la actividad gasífera para preparar la oferta de cara al invierno.
Con esta marca, febrero se posiciona como el mes con mayor actividad en la historia de Vaca Muerta, que acumula más de una década de desarrollo en el sector shale. En comparación con febrero de 2025, la actividad creció un 19,86%. Por otro lado, frente a enero de 2026, cuando se registraron 2.401 etapas, la baja fue del 1,25%, equivalente a 30 fracturas menos, atribuida a la menor cantidad de días del mes.
Respecto al desempeño de las operadoras, YPF lideró claramente la actividad con 1.087 etapas de fractura, casi la mitad del total de febrero, consolidándose como el principal impulsor del desarrollo no convencional en la región. Le siguieron Pluspetrol con 293 punciones, Vista Energy con 284, y Pampa Energía con 238 fracturas, esta última concentrada en el área Rincón de Aranda, enfocada en el segmento petrolero.
Completaron la lista de operadoras activas Tecpetrol con 174 etapas, TotalEnergies con 140, Pan American Energy con 90, Shell con 54 y Phoenix Global Resources con 11, mostrando un panorama diversificado pero dominado por las principales compañías del sector.
En paralelo, la escalada del conflicto entre Estados Unidos e Irán ya está impactando en los precios internacionales del petróleo. El analista José Luis Sureda advirtió que, si esta tensión se prolonga, el barril podría acercarse a los 100 dólares, un escenario que tendría repercusiones importantes para la Cuenca del Golfo San Jorge y la propia Vaca Muerta.
Por otro lado, la provincia de Río Negro se posiciona como una salida estratégica para la producción de Vaca Muerta, gracias a proyectos como VMOS y Argentina LNG. La reciente visita del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, a la costa rionegrina, reavivó el debate sobre el avance del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y la definición pendiente respecto al proyecto Argentina LNG. Con obras en marcha y decisiones de inversión en proceso, la Patagonia norte se convierte en el eje central del nuevo esquema exportador de la cuenca.
En el discurso de apertura de sesiones del 1 de marzo, el presidente Javier Milei destacó el potencial de Vaca Muerta al mencionar al “Gran Neuquén” como una futura metrópolis, proyectar un salto exportador del complejo energético y anticipar una expansión de la minería con nuevas inversiones. También anunció un año de reformas y planteó la posibilidad de extender el régimen de incentivos a toda la economía.
Finalmente, YPF anunció una inversión récord de 6.000 millones de dólares, con un foco del 70% en Vaca Muerta. La petrolera aspira a alcanzar una producción de 215.000 barriles diarios y consolidar proyectos exportadores de gas natural licuado y crudo hacia la costa atlántica, apuntalando la relevancia estratégica de esta formación para el futuro energético del país.
ENARSA formalizó un acuerdo con las empresas contratistas para retomar la construcción de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz, cuya finalización requiere de una inversión de US$5.000 millones.
La medida busca destrabar un proyecto que se encontraba virtualmente detenido por conflictos contractuales y financieros acumulados durante años. El plan de trabajo establece como prioridad la represa Jorge Cepernic, que es la obra con mayor grado de avance dentro del complejo.
Actualmente, este frente registra una ejecución del 46%, lo que permite proyectar resultados en un plazo menor en comparación con el resto de las instalaciones.
El proyecto original fue licitado en el año 2013 con una fecha de finalización prevista para 2023, plazo que no se cumplió debido a sucesivas interrupciones en la obra.
El estancamiento de los trabajos generó una deuda significativa para el Estado nacional. Según los registros oficiales, las empresas contratistas acumularon reclamos por un monto superior a los US$700 millones.
“La ejecución quedó atravesada por incumplimientos contractuales y falta de actualizaciones de precios frente al aumento de costos”, señala el informe sobre las causas de la parálisis.
Hasta el momento, la inversión ejecutada en ambas represas asciende a US$1.800 millones de dólares. Para completar la totalidad del complejo hidroeléctrico, se estima que se requiere una inversión adicional de US$5.000 millones.
La nueva planificación prevé que la central Jorge Cepernic entre en funcionamiento en el año 2030. Una vez operativa, esta represa contará con una potencia instalada de 360 MW y aportará 1.860 GWh anuales al Sistema Argentino Interconectado (SADI).
El acuerdo alcanzado por ENARSA se produce en un contexto de regularización del sector energético nacional. “El entendimiento alcanzado busca ordenar un conflicto que se arrastraba desde hace años y que había frenado el avance del proyecto”, señaló el parte oficial.
Desde el año 2016, no se habían realizado las redeterminaciones de precios estipuladas en los contratos originales, lo que derivó en la detención de las máquinas.
Rusia podría dejar de suministrar gas natural a los países de la Unión Europea (UE) antes de lo previsto por razones de conveniencia comercial, afirmó el presidente ruso, Vladímir Putin, en una entrevista.
Los países de la UE “planean introducir nuevas restricciones a la compra de gas ruso en el plazo de un mes y, en el plazo de un año, endurecerlas hasta llegar a una prohibición total”, señaló Putin.
“Ahora se están abriendo otros mercados. Tal vez sería más rentable para nosotros detener ya mismo los suministros al mercado europeo y consolidarnos en nuevas direcciones de exportación”, apuntó.
Aclaró además que “no hay ningún trasfondo político en esto”; al mismo tiempo, subrayó que se trata solo de “reflexiones en voz alta” y no de una decisión ya tomada, informó la agencia Xinhua.
El recuerdo de una sanción
En enero, el Consejo de la Unión Europea aprobó una prohibición a las importaciones de gas ruso por gasoducto y de gas natural licuado (GNL) hacia la UE. La prohibición total entrará en vigor a partir de enero de 2027 para el GNL y desde el otoño de 2027 para el gas por gasoducto.
Según el consejo, Rusia representó alrededor del 13 % de las importaciones totales de gas de la UE en 2025, considerando conjuntamente el gas por gasoducto y el GNL.
El EBITDA ajustado creció 19% interanual hasta USD 427,5 millones en 2025, impulsado principalmente por la contribución de todo el año del parque eólico General Levalle, que alcanzó la plena operación comercial en 4T24, una mayor disponibilidad y generación en nuestra central térmica Central Dock Sud (“CDS”), una mayor disponibilidad en el Complejo Tucumán, el retorno al servicio de la central térmica Loma Campana I, mayores precios de la energía para nuestros activos térmicos en el mercado spot y un margen adicional derivado del nuevo régimen regulatorio de autoabastecimiento de combustible.
En el 4T25, el EBITDA ajustado creció 18% interanual hasta USD 116,4 millones, explicado por mayor disponibilidad y despacho en CDS y el Complejo Tucumán, y por la contribución del parque eólico General Levalle operando durante todo el trimestre.
La capacidad instalada creció 3% interanual hasta 3.497 MW en 2025, principalmente por la habilitación comercial parcial de hasta 100 MW del parque solar El Quemado en diciembre 2025.
La generación de energía aumentó 8% interanual en 2025, impulsada principalmente por la contribución de todo el año del parque eólico General Levalle, el retorno a operación de la central térmica Loma Campana I y un mayor despacho de energía en las centrales térmicas CDS y El Bracho. Esto fue parcialmente compensado por un menor despacho en la central térmica Loma Campana II, debido a una menor demanda, y en la planta de Cogeneración La Plata I (“LPC I”), como consecuencia de una menor disponibilidad.
Las inversiones totalizaron USD 280,4 millones en 2025, lo que representa un incremento del 34% respecto de 2024, principalmente destinadas a los proyectos en construcción, en línea con el avance a lo largo del año del parque eólico Cementos Avellaneda (“CASA”) y del parque solar El Quemado.
En este sentido, en diciembre de 2025, el parque solar El Quemado alcanzó su habilitación comercial parcial por una capacidad neta de hasta 100 MW, sobre una capacidad instalada total esperada de 305 MW, mientras que el parque eólico CASA alcanzó su habilitación comercial en febrero de 2026, con una capacidad instalada de hasta 63 MW.
El flujo de caja libre fue positivo por USD 48,7 millones en 2025, en comparación con USD 59,3 millones en 2024, ya que el mayor flujo de caja operativo y los menores pagos de intereses y otros costos financieros fueron más que compensados por un mayor capex. No obstante, el ratio de endeudamiento neto se redujo a 1,77x desde 1,98x en el año anterior, dado que el aumento del EBITDA más que compensó el mayor nivel de deuda neta.
La planta de dióxido de uranio de Dioxitek en Córdoba.
Dioxiteklleva erogados casi 700 millones de pesos dentro de un plan de inversión a cinco años valuado en US$ 14 millones para sostener e incrementar la producción en su planta de dióxido de uranio en Córdoba. La empresa espera este año batir un nuevo récord de producción anual, alcanzando las 200 toneladas de dióxido de uranio.
La empresa estatal que produce dióxido de uraniopara los combustibles de las centrales nucleares argentinas concluyó el año pasado 12 proyectos con una erogación de $ 682.912.907, según el plan de inversión visto por EconoJournal. La inversión prevista durante 2026 superará los 6000 millones de pesos.
El plan de inversión tiene relación directa con la solicitud realizada el año pasado a la municipalidad de Córdoba para continuar operando por ocho años más mientras finaliza la Nueva Planta de Uranio (NPU) en Formosa.
El plazo permitirá amortizar esta importante inversión de Dioxitek en la planta en Córdoba, que es vital para asegurar la generación nucleoeléctrica nacional y que emplea a más de un centenar de trabajadores cordobeses.
Precisamente, una de las centrales nucleares es Embalse, emplazada también en Córdoba, en donde el Estado nacional invirtió más de US$ 2000 millones para su extensión de vida hasta 2045. Embalse representa el 40% o más de la generación eléctrica cordobesa anual según datos de CAMMESA.
Dioxitek invertirá en Córdoba más de 7000 millones hasta 2027
Dioxitek produjo 190 toneladas de dióxido de uranio en 2025, estableciendo un nuevo récord anual.
El plan de inversión global de Dioxitek en su planta de dióxido de uranio en Córdoba prevé una primera inversión de 7.148.156.943 de pesos (sin IVA) en un total de 50 proyectos hasta abril de 2027.
Unos $ 682.912.907 ya fueron erogados en 12 proyectos finalizados durante 2025. El principal gasto fue en la compra de Equipamiento Analítico de Caracterización, con $ 299.384.325 invertidos.
Por el lado de los proyectos en ejecución, la empresa estará invirtiendo $ 3.012.744.036 solo hasta junio de 2026. De los 19 proyectos en ejecución únicamente quedan 5 en proceso de licitación y/o adjudicación. La erogación más importante será de $ 558.000.000 en Espectrometría ICP-MS Biológica.
Finalmente, existen otros 19 proyectos planificados que se ejecutarán prácticamente durante la segunda mitad de 2026 y que demandarán una inversión de $ 3.452.500.000. La mayor erogación será en la Extensión Área Homogeneización, con una inversión de $ 445.000.000 y un plazo de culminación en septiembre de 2026.
Según la diagramación actual, el proyecto de Evaluación, adecuación y puesta en marcha planta de osmosis será el último en ser concluido, para abril de 2027.
La inversión en Córdoba es posible gracias al saneamiento económico de la empresa, centrado en la nueva tarifa Dioxitek cobra a Nucleoeléctrica Argentina desde 2024 por el servicio de conversión de concentrado a dióxido de uranio. Es un pilar del modelo de negocio que se implementó en Dioxitek para sanear la empresa y hacerla rentable.
Gracias a ese plan, la empresa informó un récord de producción de 190 toneladas de dióxido de uranio en 2025 y que espera volver a batir este año.
Córdoba exige un plan de inversiones concreto en la negociación con Dioxitek
Dioxitek y la municipalidad de la ciudad de Córdoba negocian ante la Justicia Federal de Córdoba un nuevo acuerdo para que la planta productora de dióxido de uranio pueda seguir operando por al menos ocho años más. Es el plazo que la empresa estatal solicitó para seguir garantizando la provisión de dióxido de uranio y terminar la construcción y puesta en operación de la nueva planta en Formosa.
El pedido ante el Juzgado Federal fue formulado el año pasado por el actual gerente general de Dioxitek, Rodrigo Martín. “Se logró hacer con la mejora del dióxido de uranio, mejoras tanto preventivas para la planta de Córdoba, como para la planta de Formosa, para lograr en un futuro cercano, su culminación. Vemos un horizonte de ocho años para lograr mover la planta de Córdoba a la planta de Formosa”, dijo Martín, según consta en un acta judicial de septiembre pasado vista por EconoJournal.
La empresa aduce que necesita ese plazo para amortizar la inversión que esta realizando en Córdoba y en terminar la nueva planta, un planteo que habia sido reconocido por la municipalidad, siempre sujeto a una mudanza definitiva a Formosa.
Sin embargo, el intendente Daniel Passerini sorprendió esta semana con declaraciones en contra del nuevo plazo solicitado por la empresa. «Lo que hace falta es que el Gobierno nacional termine las obras en Formosa. No vamos a autorizar nada si no hay un plan de inversiones concreto«, dijo el intendente.
El Secretario de Asuntos Nucleares y ex presidente de la firma, Federico Ramos Napoli, defendió el plan de inversión. «Dioxitek asumió el enorme desafío de, en apenas dos años, superar más de una década de abandono total. En un momento delicadísimo en materia económica para la compañía, se apostó por el orden y la producción y, optimizando recursos, se logró un masivo plan de inversión cuyos resultados son más que alentadores«, publicó Ramos Napoli en su cuenta de X.
Dioxitek lleva más de una década operando bajo el paraguas de un acuerdo judicial que ha sido prorrogado en más de una oportunidad y que venció en diciembre. De no llegar a un nuevo acuerdo, Dioxitek debería cerrar su planta en Córdoba, con la consecuente pérdida de unos 150 puestos de trabajo y los riesgos para la continuidad de la generación nuclear de todo el país.
Vista cerró 2025 convertida en la compañía que más rápido crece en Vaca Muerta y en uno de los actores que mejor expresa el nuevo ciclo exportador del shale argentino. Lo que empezó como un proyecto independiente hace apenas unos años hoy se transformó en una operación de escala, con producción récord, inversiones históricas y un salto exportador que la posiciona como un jugador central en la generación de divisas.
La empresa terminó el año con 135.414 barriles equivalentes diarios en el cuarto trimestre, un aumento del 59% interanual, impulsado por la puesta en marcha de 74 pozos nuevos. En el promedio anual, la producción creció un 66%, hasta 115.479 boe/d, un ritmo que no registra equivalentes recientes en la cuenca neuquina.
Una expansión que se acelera: inversión, escala y eficiencia
El crecimiento no fue casual. Vista ejecutó en 2025 un plan de inversiones de USD 1.331 millones, que elevó su inversión acumulada en el país a más de USD 6.500 millones. Ese despliegue permitió ampliar producción, incorporar tecnología y reducir costos: el lifting cost cayó a USD 4,1 por barril en el último trimestre, un 8% menos que en el período previo.
La adquisición del 50% de La Amarga Chica fue otro punto de inflexión. El bloque, ubicado en una de las zonas más prolíficas de Vaca Muerta, le dio a la compañía una plataforma adicional para sostener su curva de crecimiento.
El salto exportador: un nuevo rol en la generación de divisas
El dato que terminó de definir el año fue el salto exportador. Vista vendió al exterior 22,2 millones de barriles, un incremento del 109% interanual, que representó el 61% de sus ventas totales. Ese volumen generó más de USD 1.400 millones en divisas y consolidó a la compañía como uno de los principales aportantes privados de dólares de la economía.
El perfil exportador ya no es un complemento: es el eje de su estrategia. La empresa opera con escala, eficiencia y contratos internacionales que la integran a cadenas globales de refinación, en un momento en que el shale argentino empieza a ganar presencia sostenida en mercados externos.
Historia en movimiento: el caso testigo del nuevo ciclo energético
La trayectoria de Vista en 2025 sintetiza la dinámica del sector en tiempo real:
• Producción en expansión acelerada (+66% anual).
• Inversiones sostenidas que superan los USD 6.500 millones acumulados.
• Eficiencia operativa creciente, con costos en baja.
• Reservas en aumento (+57%, hasta 588 millones de boe).
• Exportaciones que ya superan el 60% del volumen vendido.
• Ingresos en alza (USD 2.444 millones, +48%).
• EBITDA robusto (USD 1.596 millones, margen del 65%).
Vista se convierte así en un caso testigo del nuevo ciclo energético argentino: empresas que crecen rápido, exportan más, amplían reservas y reducen costos, en un ecosistema donde Vaca Muerta dejó de ser promesa para convertirse en motor económico.
Qué viene ahora
La compañía anticipa que 2026 será otro año de expansión, con más pozos, más exportaciones y un foco creciente en eficiencia y sustentabilidad. El desafío será sostener el ritmo en un contexto donde la infraestructura —oleoductos, plantas, puertos— todavía corre detrás de la producción.
El negocio de las estaciones de servicio atraviesa una transformación profunda impulsada por tres movimientos simultáneos: el regreso del interés inversor, la llegada de nuevas marcas al mercado y el desembarco de Chevron en el downstream argentino a través de Dapsa, un acuerdo que podría derivar en un rebranding masivo de su red de 200 estaciones.
La combinación de estos factores abre un escenario de competencia inédita en un sector históricamente dominado por YPF, Shell y Axion.
El atractivo del negocio volvió a crecer por la estabilidad de la demanda, la mejora de los márgenes y la expansión de servicios complementarios como tiendas, gastronomía y programas de fidelización. Operadores independientes y grupos regionales evalúan asociarse a nuevas banderas, mientras inversores privados vuelven a mirar al sector como un activo de flujo estable y con potencial de crecimiento.
Impacto en el sector: un nuevo mapa competitivo para el downstream
1) El desembarco de Chevron cambia el tablero
El acuerdo entre Dapsa y Chevron marca el movimiento más disruptivo del año en combustibles. La alianza incluye integración logística, expansión regional y la posibilidad concreta de que las estaciones Dapsa adopten la marca Texaco, lo que implicaría el regreso de una bandera histórica al mercado argentino.
Dapsa aporta infraestructura estratégica:
• terminal portuaria en Dock Sud con capacidad de almacenamiento,
• oleoductos conectados a refinerías,
• participación relevante en lubricantes,
• y una red de estaciones con presencia nacional.
La llegada de Chevron al canal minorista completa su presencia en toda la cadena energética: exploración, producción, logística y ahora retail.
2) Más competencia y nuevas marcas en el mercado
El sector vive una apertura que no se veía desde hace más de una década. Las estaciones buscan mejores condiciones comerciales, contratos más flexibles y logística más eficiente. Nuevas banderas —locales e internacionales— analizan ingresar aprovechando la demanda estable y la necesidad de renovación de imagen en muchas bocas de expendio.
Esto genera:
• presión competitiva sobre las grandes marcas,
• mejoras en precios mayoristas,
• inversiones en imagen y servicios,
• y un mercado más diversificado.
3) El negocio vuelve a atraer inversores
La estabilidad del consumo de combustibles, incluso en ciclos recesivos, volvió a posicionar a las estaciones como un activo atractivo.
Los factores que impulsan el interés:
• márgenes más previsibles,
• digitalización (apps, fidelización, medios de pago),
• crecimiento de tiendas y gastronomía,
• posibilidad de asociarse a nuevas banderas con mejores condiciones.
Para operadores independientes, este es un momento clave para renegociar contratos o evaluar cambios de marca.
La aparición de DTA Engenharia, una de las mayores dragadoras de Brasil, reconfiguró la competencia por la concesión de la Hidrovía Paraná–Paraguay, un contrato estimado en USD 15.000 millones a 25 años. Hasta ahora, el negocio había sido dominio casi exclusivo de las firmas belgas Jan de Nul y DEME, pero la entrada del actor brasileño introduce un componente geopolítico y competitivo inesperado.
DTA, presidida por João Acácio Gomes de Oliveira Neto, opera en casi todos los puertos de Brasil y promete abrir una oficina en Argentina, invertir localmente y construir dragas en el astillero Río Santiago si resulta adjudicataria .
La licitación exige un nivel técnico y financiero muy alto: patrimonio neto superior a USD 300 millones, facturación anual mayor a USD 450 millones, experiencia en dragado por encima de USD 300 millones en los últimos tres años, disponibilidad de seis dragas de succión y capacidad mínima de 500.000 m³ mensuales de dragado. Solo tres empresas lograron cumplir esos requisitos: Jan de Nul, DEME y DTA Engenharia .
Impacto en el sector: un nuevo jugador altera la dinámica del negocio logístico más estratégico del país
La irrupción de DTA Engenharia tiene efectos directos sobre el ecosistema portuario, logístico y político argentino:
• Aumenta la competencia real en un mercado históricamente dominado por Bélgica, lo que podría mejorar precios y condiciones técnicas.
• Introduce un factor geopolítico regional: Brasil busca expandir su influencia en infraestructura fluvial sudamericana, mientras la relación Milei–Lula atraviesa tensiones.
• Reaviva el debate industrial: la propuesta de construir dragas en Río Santiago podría generar empleo local y sumar presión política en la evaluación de ofertas.
• Eleva el estándar técnico: la presencia de un tercer competidor obliga a las empresas tradicionales a reforzar flota, capacidad operativa y propuestas de innovación.
• Impacta en la competitividad exportadora: la Hidrovía mueve el 80% de las exportaciones agroindustriales, por lo que cualquier cambio en costos o eficiencia repercute en toda la cadena.
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La concesión, bajo el esquema de obra pública con peaje y sin aval del Estado, será adjudicada a riesgo empresario. El ganador controlará el mantenimiento del corredor desde el km 1.238 del Paraná hasta el km 239,1 del canal Punta Indio, la vía navegable más crítica del país .
La entrada de DTA no solo amplía la competencia: cambia el tablero. Por primera vez en décadas, el negocio no está definido entre dos gigantes europeos, sino que incorpora un actor regional con ambiciones industriales y presencia operativa masiva en Brasil.
El salto simultáneo del petróleo (+22%) y del GNL (+77%) tras la escalada bélica en Medio Oriente se convirtió en el dato más relevante de la semana para la economía argentina.
La paralización del Estrecho de Ormuz, por donde circula cerca del 20% del crudo y del GNL mundial, y los ataques a infraestructura energética en Arabia Saudita y Qatar explican la suba abrupta de precios. El Brent pasó de USD 68 a USD 83,16, mientras que el TTF europeo saltó de USD 31 a USD 55,60/MBTU.
Clave estratégica: transmisión casi directa a la economía argentina
Desde la aprobación de la Ley Bases en 2024, los precios internos de combustibles y gas están alineados a referencias internacionales, lo que implica una transmisión casi inmediata del shock externo. Según el informe de AGKC, el impacto se sentirá en tres frentes:
• Combustibles: presión alcista en surtidores y mayor costo del gasoil para transporte y logística.
• Tarifas de gas: el GNL más caro encarece la importación invernal y tensiona subsidios.
• Electricidad: las centrales térmicas que usan combustibles importados verán subir sus costos.
Impacto en el sector: ganadores y perdedores
El shock de precios genera un escenario mixto para el país:
• Provincias petroleras: Neuquén y la Cuenca del Golfo recibirán más regalías e Ingresos Brutos, acompañando la suba del Brent.
• Productores de crudo: las petroleras mejoran márgenes por ventas internas y exportaciones.
• Consumidores y pymes: enfrentan un nuevo foco inflacionario importado.
• Vaca Muerta: el efecto es marginal en producción; el límite no es el precio sino la capacidad de transporte (VMOS para crudo y gasoductos para gas).
Lectura estratégica para Argentina
El shock global expone la vulnerabilidad estructural del país:
• depende de GNL importado para cubrir picos invernales,
• tiene infraestructura limitada para evacuar gas y petróleo,
• y opera con precios internos dolarizados.
Pero también abre una ventana: países productores confiables pueden ganar espacio en mercados tensos. Con producción por encima de 900.000 barriles diarios, Argentina podría aprovechar la volatilidad para fortalecer exportaciones de crudo y, a partir de 2027, de GNL.
Neuquén presentó un nuevo paquete de líneas de crédito con tasas preferenciales orientadas a empresas, MiPymes y productores, con el objetivo de mejorar la competitividad del entramado productivo provincial en un contexto donde la presión de proveedores nacionales y extranjeros —especialmente en torno a Vaca Muerta— es cada vez mayor.
Los créditos, otorgados por el Banco Provincia del Neuquén (BPN), ofrecen tasas que van del 28% al 36%, por debajo del promedio del mercado, y financian tanto capital de trabajo como inversión productiva.
El gobernador Rolando Figueroa planteó que la herramienta busca que “la empresa neuquina pese más”, reforzando el rol del BPN como instrumento de política económica. Las líneas incluyen opciones específicas para sectores como turismo, comercio, construcción, energía, fruticultura, producción agropecuaria y servicios vinculados a Vaca Muerta. También se anunció la creación de un fondo anticíclico para sostener la actividad en momentos de volatilidad.
Impacto en el sector: crédito como política industrial
El paquete de financiamiento tiene efectos directos sobre la estructura productiva neuquina:
• Mejora la liquidez de PyMEs que enfrentan costos crecientes y competencia externa.
• Fortalece el compre neuquino, permitiendo que proveedores locales igualen o superen ofertas de empresas de otras provincias.
• Aumenta la capacidad de inversión en bienes de capital, tecnología y ampliación de servicios.
• Sostiene empleo en cadenas de valor vinculadas a energía, turismo y producción primaria.
En un mercado donde Vaca Muerta atrae grandes jugadores nacionales e internacionales, la disponibilidad de crédito accesible se convierte en una herramienta clave para evitar que las empresas locales queden relegadas.
Por qué esta medida es relevante para Neuquén
La provincia utiliza al BPN como palanca de desarrollo, no solo como entidad financiera. El enfoque combina financiamiento, preferencia para proveedores locales y una estrategia de fortalecimiento del tejido empresarial. Para un territorio donde la actividad energética domina la economía, contar con empresas locales competitivas es fundamental para capturar valor dentro de la provincia y no solo en las grandes operadoras.
La señal es clara: Neuquén quiere que su entramado productivo tenga más peso propio en la economía regional y en la cadena de Vaca Muerta, y está dispuesto a usar herramientas financieras para lograrlo
El gobierno de Alfredo Cornejo avanza con la creación de un Fondo Minero provincial destinado a financiar exploración, perforaciones y estudios geológicos en la cordillera. La herramienta apunta a resolver un problema técnico de base: Mendoza tiene baja densidad de perforación histórica, lo que genera incertidumbre geológica y desalienta inversiones en cobre, potasio y oro.
El Fondo busca que el Estado asuma la etapa de mayor riesgo —la exploración inicial— para producir información geológica propia, comparable a la que ya tienen provincias como San Juan o Catamarca.
El mecanismo combinará recursos provinciales, aportes privados y financiamiento de organismos multilaterales. La operación técnica estará a cargo de EMESA, que ejecutará campañas de perforación, muestreo, análisis de laboratorio y modelado geológico.
El objetivo es generar carpetas de proyectos con datos verificables, que luego puedan ser ofrecidas a empresas interesadas en avanzar a etapas de prefactibilidad y factibilidad.
Explicador técnico: cómo funciona el Fondo y qué cambia en la exploración
El Fondo Minero introduce tres elementos técnicos que modifican la dinámica exploratoria de Mendoza:
• Reducción del riesgo geológico: perforar permite obtener información directa del subsuelo (testigos, leyes minerales, estructuras), clave para evaluar potencial económico.
• Modelos 3D y estudios integrados: los datos de perforación se combinan con geofísica, geoquímica y cartografía para construir modelos que definan zonas de interés.
• Proyectos “bancables”: con información validada, los proyectos pueden avanzar a etapas donde ingresan fondos de inversión, bancos de desarrollo y empresas mineras.
En términos técnicos, la provincia pasa de depender de datos inferidos a producir datos medidos, lo que cambia la calidad de la información disponible y mejora la competitividad frente a otras jurisdicciones.
Por qué es relevante para el sector minero
• Mendoza deja de estar en una posición pasiva y pasa a generar su propia información geológica, un insumo crítico para atraer capital.
• La estrategia permite avanzar sin modificar la Ley 7.722, enfocándose en exploración y conocimiento del subsuelo.
• El sector privado considera que la falta de perforación es el principal freno para invertir; el Fondo apunta directamente a ese cuello de botella.
• La provincia se alinea con la agenda nacional de minerales críticos, donde el cobre es prioritario para la transición energética.
Con este movimiento, Mendoza busca reposicionarse en el mapa minero argentino y competir por inversiones en un mercado global donde la información geológica confiable es el primer requisito para cualquier proyecto serio.
Santa Cruz cerró 2025 con 7,3 millones de metros cúbicos de petróleo producidos, equivalentes a 45,9 millones de barriles, y marcó un crecimiento del 3,5% interanual en un contexto donde Argentina alcanzó su mayor nivel de producción en 38 años.
El dato es relevante porque la provincia opera casi exclusivamente sobre yacimientos maduros, donde el declino natural suele ser pronunciado. Aun así, logró sostener y mejorar su aporte, que representa casi el 15% del total nacional.
El repunte coincide con un escenario internacional de precios firmes —el Brent subió más del 10% en el último año— y con una estrategia provincial que combina incentivos fiscales, recuperación de áreas y un plan intensivo de intervención de pozos. El gobernador Claudio Vidal advirtió que, sin medidas de estímulo, “en dos años íbamos a terminar importando crudo”, y negoció una reducción de retenciones para sostener la actividad.
Tendencia sectorial: las áreas maduras vuelven a moverse
La curva ascendente de Santa Cruz se explica por tres movimientos que empiezan a consolidarse como tendencia en el segmento convencional:
• Reactivación de áreas antes operadas por YPF, ahora en manos de siete empresas que invertirán USD 1.259 millones en seis años.
• Plan operativo 2026 con 22 pozos nuevos, 154 workovers y 1.200 pulling, clave para frenar el declino natural.
• Mayor control provincial sobre la gestión de áreas, con foco en producción, empleo y continuidad operativa.
En un país donde el protagonismo energético lo tiene Vaca Muerta, Santa Cruz muestra que el convencional todavía puede aportar volumen si se combinan inversión, incentivos y gestión activa.
Por qué esta señal importa para el mapa petrolero argentino
El desempeño de Santa Cruz deja tres mensajes para el sector:
• El convencional sigue vivo: con intervención técnica y capital, las cuencas maduras pueden estabilizar o incluso crecer.
• La política provincial incide directamente en la producción: incentivos y control operativo muestran impacto inmediato.
• La diversificación territorial es clave: mientras Neuquén lidera, provincias como Santa Cruz sostienen la base del suministro nacional.
En un contexto de precios internacionales altos y mayor demanda regional, la provincia se reposiciona como un actor que puede aportar estabilidad y volumen en la transición energética argentina.
Glencore decidió mover fichas en simultáneo sobre los tres proyectos de cobre más relevantes del país y colocó a Argentina en el centro de su estrategia global para abastecer la transición energética.
La compañía reactivará Alumbrera tras siete años en cuidado y mantenimiento, avanza con MARA —la integración de Agua Rica con la infraestructura de Alumbrera— y acelera definiciones sobre El Pachón, uno de los yacimientos de cobre más grandes de Sudamérica. El movimiento ocurre en un contexto de demanda internacional creciente y precios firmes, donde el cobre se consolida como mineral crítico para electrificación, redes y almacenamiento.
La reactivación de Alumbrera, anunciada en Londres y confirmada por Data Portuaria y medios sectoriales, prevé producción desde 2028, con un esquema que permitirá reentrenar personal, reactivar logística y aprovechar infraestructura existente.
En paralelo, MARA avanza como proyecto de menor huella ambiental gracias al uso de las instalaciones de Alumbrera, mientras que El Pachón —con reservas superiores a 10 millones de toneladas de cobre— se posiciona como el desarrollo de mayor escala para la próxima década.
Cómo se mueve Glencore y por qué importa para el sector
La estrategia combina tres capas que reconfiguran el mapa minero argentino:
• Producción escalonada: Alumbrera como primer paso operativo, MARA como expansión integrada y El Pachón como proyecto de escala mundial.
• Sinergias logísticas: reutilización de infraestructura reduce CAPEX y acelera plazos.
• Proyección de volumen: entre MARA y El Pachón, la empresa proyecta alcanzar 1 millón de toneladas de cobre anuales en 10–15 años.
El avance simultáneo de los tres proyectos coloca a Argentina en una posición competitiva frente a Chile y Perú, en un momento donde la demanda global de cobre podría pasar de 25 a 35 millones de toneladas en la próxima década.
• y posicionamiento internacional del país como proveedor de minerales críticos.
Con Alumbrera reactivándose, MARA consolidándose y El Pachón avanzando, Argentina ingresa en una nueva etapa donde el cobre deja de ser potencial y empieza a convertirse en producción futura concreta.
PromArgentina utilizó su presencia en la PDAC 2026 para instalar un mensaje que apunta directamente al corazón del debate minero argentino: si el país quiere captar inversiones en minerales críticos, necesita mejorar la comunicación pública y desmontar prejuicios que frenan proyectos.
Diego Sucalesca, presidente ejecutivo de la agencia, afirmó que “siete de cada diez argentinos tienen poco o ningún conocimiento sobre minería”, un dato que condiciona la licencia social y la llegada de capital internacional.
La estrategia de la agencia combinó reuniones con gobernadores, empresas mineras, autoridades nacionales y más de 500 inversores internacionales.
El objetivo fue mostrar un país con potencial geológico, reglas más claras y una institucionalidad enfocada en atraer inversiones. La presencia argentina incluyó dos stands —uno institucional y otro empresarial— y fue la más grande hasta ahora en la convención.
Impacto en el sector: la promoción comercial entra en la agenda minera
El despliegue de PromArgentina marca un cambio relevante para la industria. La agencia se posiciona como un actor que no solo acompaña a empresas, sino que también ordena el mensaje país frente a inversores globales. En Toronto se trabajaron tres ejes:
• Minerales críticos como prioridad estratégica, con foco en cobre y litio.
• Softlanding y after care para inversores que evalúan instalarse en el país.
• Coordinación público-privada entre provincias, Nación y empresas para presentar una oferta unificada.
La participación de gobernadores de Jujuy y Río Negro, la vicegobernadora de Mendoza, el secretario de Minería de la Nación y el presidente de CAEM reforzó la idea de una agenda federal alineada.
Por qué importa para la minería argentina
El sector llega a la PDAC con un 2025 récord en exportaciones (USD 6.037 millones) y con más de 30 proyectos bajo análisis en el RIGI. La presencia de PromArgentina agrega un componente que el sector venía reclamando: una estrategia profesional de promoción internacional, capaz de competir con Chile, Perú y Canadá en la carrera por el capital minero.
El mensaje final que dejó Toronto es claro: Argentina quiere mostrarse como un destino confiable para inversiones de largo plazo, pero para lograrlo necesita mejorar su narrativa interna y su capacidad de explicar qué aporta la minería al desarrollo económico.
Venezuela confirmó la firma de nuevos contratos de suministro de petróleo y derivados con empresas comercializadoras de Estados Unidos, un movimiento que marca un cambio técnico y político relevante en la relación energética bilateral. Según el presidente de PDVSA, Héctor Obregón, los acuerdos buscan consolidar a Venezuela como proveedor estable de crudo pesado, un insumo clave para refinerías estadounidenses diseñadas para procesar este tipo de petróleo.
El anuncio se produce en un escenario donde Washington ha flexibilizado parcialmente las sanciones energéticas desde enero de 2026, permitiendo operaciones comerciales bajo autorizaciones específicas.
Para Caracas, estos contratos son una señal de normalización progresiva y un argumento para insistir en el levantamiento total de sanciones, condición que considera indispensable para recuperar producción y atraer inversiones.
Cómo funcionan técnicamente estos contratos
• Tipo de crudo: Estados Unidos importa crudo pesado venezolano, difícil de reemplazar por su composición y rendimiento en refinerías complejas.
• Modalidad comercial: PDVSA vende a traders estadounidenses, no directamente a refinerías, lo que reduce riesgo regulatorio y facilita cumplimiento de licencias.
• Volúmenes: No se informaron cifras, pero fuentes del sector estiman que se trata de cargas spot y contratos de corto plazo, típicos en escenarios de flexibilización parcial.
• Pagos y compliance: Las operaciones deben cumplir con las licencias del Departamento del Tesoro, lo que implica trazabilidad financiera y auditoría estricta.
Por qué importa para el mercado energético
• Seguridad de suministro: EE.UU. diversifica fuentes de crudo pesado, reduciendo dependencia de Canadá y Medio Oriente.
• Recuperación venezolana: PDVSA busca aumentar producción, hoy limitada por falta de inversión y restricciones tecnológicas.
• Impacto en precios: Más oferta de crudo pesado puede aliviar tensiones en el mercado de refinación.
• Geopolítica: La reactivación comercial ocurre en paralelo a negociaciones políticas entre Washington y Caracas.
El trasfondo regulatorio
Desde 2019, las sanciones estadounidenses limitaron severamente las exportaciones venezolanas. La flexibilización parcial de 2026 permite:
• contratos supervisados,
• operaciones con traders autorizados,
• pagos bajo mecanismos controlados,
• y monitoreo de destino final del crudo.
Para Venezuela, es un paso hacia la reinserción en el mercado global; para EE.UU., una herramienta para estabilizar precios y asegurar insumos críticos.
Brasil produjo en enero 3,95 millones de barriles diarios de petróleo, un 14,6% más en comparación con el mismo mes de 2024, aunque el volumen disminuyó un 1,5% frente a diciembre, según la Agencia Nacional de Petróleo y Gas . En 2025, Brasil batió un nuevo récord nacional de producción de hidrocarburos al extraer un promedio de 4,89 millones de barriles diarios equivalentes de petróleo y gas natural.
La media de producción de gas en enero fue de 193 millones de metros cúbicos por día, un 20,2% más en el comparativo interanual, con una leve caída de 0,6% en relación con el mes pasado.
El presal sigue siendo uno los principales productores de hidrocarburos en el país, con el 79,9% de toda la producción brasileña, con una media de 4,12 millones de barriles de petróleo y gas equivalente por día.
La producción de crudo en estos pozos fue de 3,16 millones de barriles por día en enero, mientras que la de gas sumó 152,9 millones de metros cúbicos diarios.
El campo de Búzios, que explota hidrocarburos en la cuenca marina de Santos, en el presal, se mantiene como el más productivo, con una media diaria de 875,6 barriles de petróleo y gas equivalentes.
El campo de Tupi, también del presal, lidera en la producción de gas, con un promedio de 43,19 metros cúbicos diarios.
Según la ANP, las reservas ubicadas en áreas marítimas fueron responsables por el 97,9% de la producción de petróleo del país en el mes, y por el 87% del gas extraído.
Petrobras se mantuvo como líder en el período, con una producción promedio de 4,62 millones de barriles de petróleo y gas natural equivalente diarios. Le siguieron las brasileñas PRIO Tigris, con una producción de 104.448 barriles de petróleo y gas equivalentes diarios y PRIO (67.242); la francesa TotalEnergies (45.380) y la noruega Equinor (41.656), todas en su calidad de integrantes de diferentes consorcios.
El subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, inauguró la tercera edición de FES Argentina y reveló que la ampliación del sistema de transmisión eléctrica a través del sector privado será el eje central del gobierno durante el presente año.
“Las licitaciones de transmisión son el objetivo principal del 2026”, aseguró durante la conversación destacada “Argentina y sus perspectivas para el desarrollo de las energías renovables” del encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).
“Será una licitación con tres proyectos prioritarios para una concesión de obras públicas, donde los oferentes deberán ofertar a través de una tarifa que servirá como el recupero de la inversión, por un plazo estipulado de concesión”, manifestó.
Las primeras licitaciones se enmarcan dentro de un megaplan de infraestructura que contempla 16 obras prioritarias y más de 5600 kilómetros de líneas de transmisión en 132 y 500 kV, orientadas a aliviar cuellos de botella y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Tres de esas obras serán las primeras en avanzar bajo el esquema de concesión privada mediante licitación nacional e internacional. Una de ellas es AMBA I, un proyecto que contempla más de 500 kilómetros de infraestructura eléctrica para mejorar la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, considerando que la región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional.
Otra de las iniciativas seleccionadas es la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá evacuar nueva generación renovable y convencional desde la región de Cuyo, además de transportar parte de la producción eléctrica proveniente del sistema Comahue.
La tercera obra priorizada corresponde a la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, destinada a fortalecer la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal de transmisión.
Además, el proceso contará con respaldo financiero internacional. “El BID será garante y estamos avanzados, de modo que desde el Ejecutivo estamos trabajando en los documentos finales para “lanzar la licitación lo antes posible”.
En paralelo al desarrollo de estas obras, el Gobierno también analiza herramientas regulatorias que permitan generar mayor previsibilidad para las inversiones privadas en infraestructura energética.
En ese contexto, la extensión por un año del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) aparece como uno de los instrumentos con mayor potencial para impulsar nuevos proyectos.
El funcionario confirma que ya existen proyectos renovables que iniciaron su proceso de adhesión al régimen, lo que demuestra el interés del mercado por este esquema de incentivos.
Incluso, desde el Gobierno analizan la posibilidad de integrar este régimen con las nuevas obras de infraestructura eléctrica: “Los proyectos de transmisión podrán incluirse dentro del RIGI y estamos viendo para que calce con la licitación ya mencionada”.
Renovables y almacenamiento: crecimiento reciente y expectativas para 2026
Por otro lado, Sanfilippo destacó la reciente lanzada licitación AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas BESS en distintos puntos del país tras el éxito de AlmaGBA (713 MW designados en 2025), que tuvo 40% más de potencia asignada respecto al objetivo original, producto de «precios muy competitivos”.
El nuevo proceso, publicado el pasado lunes 2 de marzo, contempla un plazo de dos meses para la presentación de propuestas administrativas y técnicas.
“Esperamos mucha participación del sector, siendo que hay dos meses para la presentación de ofertas administrativas y técnicas”, señaló Sanfilippo.
Una diferencia clave respecto al proceso anterior radica en el esquema contractual, ya que en este caso los contratos se firmarán con CAMMESA en lugar de las distribuidoras.
“Hay alta expectativa por AlmaSADI, es muy bien recibida por el sector y creo que habrá gran participación”, agregó el funcionario respecto al interés dentro del sector energético.
En paralelo, el subsecretario también subrayó la continuidad que muestran las energías renovables dentro de la matriz eléctrica nacional, a tal punto que consideró fue el segmento tuvo «mayor dinamismo en los últimos años dentro del sector eléctrico».
“Durante 2025, el crecimiento de capacidad fue significativo. Las renovables sumaron más de 1000 MW de potencia durante 2025 y vimos que el sector fotovoltaico es el que tuvo más crecimiento. Y para el 2026 creemos que el desarrollo seguirá, tanto en eólica como fotovoltaica, pero más inclinado al sector solar”, enfatizó.
Fuentes del sector hondureño indicaron que la cancelación del esquema Build, Operate and Transfer (BOT) es prácticamente un hecho, por lo que este cambio implicaría una actualización de las condiciones contractuales y financieras contempladas en el diseño original.
«La revisión se enmarca en una etapa de análisis técnico por parte de las nuevas autoridades, que actualmente profundizan en los detalles del proceso antes de consolidar definiciones finales. La intención sería adecuar el mecanismo a la estrategia energética vigente», explicaron en diálogo con EnergíaEstratégica.
En paralelo, el Gobierno analiza la posible incorporación de subastas inversas como herramienta competitiva.
Las fuentes consultadas señalaron que esa decisión dependerá en gran medida de cómo se configuren los equilibrios internos dentro del sector eléctrico, en tanto que la definición permitirá observar qué formato se adoptará finalmente para la adjudicación de capacidad.
Más allá del esquema contractual, el volumen originalmente anunciado también estaría bajo evaluación. De acuerdo con fuentes del sector hondureño, es probable que los 1500 MW previstos inicialmente no se mantengan en su totalidad.
En su lugar, se estudia una contratación escalonada: entre 250 y 450 MW en una primera etapa y posteriormente un bloque adicional de 500 MW. Esta reorganización permitiría incorporar capacidad de forma progresiva, en función de la planificación del sistema y las condiciones del mercado.
El escenario regional forma parte del análisis estratégico. Guatemala obtuvo resultados destacados en su reciente proceso licitatorio, dinamizando el interés inversor en Centroamérica. En ese contexto, Honduras busca consolidar un esquema que mantenga competitividad y previsibilidad.
Desde la óptica del mercado, la claridad regulatoria y la estabilidad contractual son variables determinantes para estructurar proyectos de generación de largo plazo. Las fuentes señalaron que la actual etapa responde a un proceso de ajuste y revisión antes de avanzar con definiciones estructurales.
Asimismo, indicaron que existen instrumentos normativos e incentivos que podrían actualizarse para fortalecer el marco de inversión. Estos elementos formarían parte de la evaluación integral del proceso.
En cuanto al corto plazo operativo, la cobertura de la demanda estacional seguirá siendo un punto relevante. Las fuentes advirtieron que la capacidad disponible podría resultar ajustada frente a los picos de consumo registrados en veranos anteriores, lo que obligaría a mantener ciertos contratos de arrendamiento heredados mientras se concreta la nueva incorporación de capacidad.
De este modo, la prórroga hasta junio representa una fase de revisión estratégica dentro de una convocatoria que inicialmente contemplaba 1500 MW. La redefinición del esquema contractual, la posible implementación de subastas inversas y la reorganización del volumen a adjudicar configurarán el rumbo del proceso eléctrico hondureño en los próximos meses.
Genneia y BID Invest anunciaron la firma de un acuerdo de financiamiento por USD 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta USD 320 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años.
Esta inversión facilitará la ejecución decuatro parques solares: San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW) en Cuyo, junto a Lincoln y Junín (20 MW cada uno) en Buenos Aires.
Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en la provincia de Buenos Aires optimizando la estabilidad de la red frente a picos de demanda.
Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).
Esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.
«Este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable», destacó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.
Además, este acuerdo no solo consolida a Genneia como una de las empresa líderes en la transición energética de Argentina y la posiciona como un catalizador para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas.
Redeia, ha presentado el ciclo de inversión más ambicioso de su historia para ejecutar la próxima Planificación eléctrica en España, con horizonte 2029 con el que elevará un 70% la inversión media anual en Red Eléctrica respecto a su anterior plan.
Así lo anunció la presidenta de Redeia, BeatrizCorredor, y el consejero delegado, Roberto García Merino, tras la presentación de resultados correspondientes a 2025.
Este incremento en la capacidad de gestión e inversión de la compañía, unido a las mejoras previstas en el proceso de tramitación, permitirán que toda la nueva planificación aún en fase de elaboración (con una inversión prevista en la propuesta sometida a consulta pública de 13.100 M€, según la normativa vigente) se encuentre en servicio o en curso en 2031, con un valor de puestas en servicio de 11.100 M€ (85% de la planificación) y 2.000M€ en ejecución.
Redeia compromete en el periodo 2026-2029 una inversión de 6.000 millones de euros en el TSO, que sumados a la inversión ejecutada en 2025 y a las previstas en los ejercicios 2030 y 2031 permitirá alcanzar las puestas en servicio planteadas, considerando las mejoras normativas en curso y las previstas como consecuencia de la transposición de la regulación europea.
“Con el nuevo plan estratégico damos un salto hacia el futuro para ejecutar la próxima planificación, aún no aprobada, con el foco puesto en las nuevas demandas del tejido productivo, centros de datos, electrificación del transporte, puertos o hidrógeno verde, entre otros consumos”, ha explicado la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor.
Para ella, “esta nueva fase de la transición ecológica requiere seguir invirtiendo en infraestructura, pero también incorporar tecnología, digitalización, innovación y nuevas capacidades para una operación del sistema eléctrico cada vez más compleja, cuya prioridad seguirá siendo la seguridad del suministro”.
“El esfuerzo comprometido consolida una senda que la compañía ha acelerado en los últimos años, tras multiplicar por cuatro la inversión desde 2020”, ha anunciado Roberto García Merino. El consejero delegado también ha detallado que el grupo ha ido planificando estas inversiones en materia de aprovisionamientos, por lo que hasta 2029 ya tiene garantizados más del 70% de los suministros necesarios.
Como resultado de este impulso, Redeia prevé un crecimiento del 35% en su base de activos regulados (RAB), hasta 12.000 millones de euros a finales de 2029, que alcanzan los 14400 millones considerando la obra en curso estimada.
Fuera del perímetro temporal del plan que ahora se presenta, la base de activos regulados superará los 15.000 millones de euros a cierre de 2031, a los que se sumará una obra en curso en el entorno de los 2000 millones de euros.
Consolidación de las inversiones en Latinoamérica y fibra óptica
Como parte de su senda estratégica hasta 2029, el grupo consolidará su actividad en transmisión eléctrica en Latinoamérica y en el ámbito de las telecomunicaciones. En el primer caso, desplegará un plan de inversiones en el entorno de los 150 millones de euros, centrado en el refuerzo y la expansión de las redes de transporte en Brasil, Chile y Perú a través de su filial Redinter.
Por otro lado, la estrategia pone también el foco en la actividad de Reintel como mayor operador de fibra óptica oscura en España. Plantea una inversión de 110 millones de euros para ampliar las capacidades de su red y atender la creciente demanda de conectividad de alta calidad con el fin último de contribuir a la eliminación de la brecha digital.
Nuevo Plan de Sostenibilidad
Redeia ha presentado asimismo el nuevo plan de sostenibilidad para el periodo 26-29, una vez cerrado, el vigente hasta finales de 2025, con un cumplimiento del 106 %. Para ello, se establecen objetivos medibles que abarcan a todo el grupo: desde impulsar la electrificación y reducir significativamente las emisiones.
“En conjunto, estos objetivos nos permiten afrontar la transición energética con rigor, responsabilidad y visión de futuro, asegurando que nuestro crecimiento vaya siempre acompañado de valor social y ambiental, para lo que contamos con nuestra Estrategia de Impacto Integral y un nuevo plan de Innovación social”, ha sentenciado Corredor.
La reactivación de Minera Alumbrera podría volver a aportar cobre en 2028.
TORONTO. -Los protagonistas de la industria minera coinciden en que la concreción de los grandes proyectos de producción de cobreva a significar un punto de inflexión para el desarrollo del sector en el país. Lo que todavía no termina de estar claro es si Argentina va a lograr dar ese salto.
Si se toma como guía la mayoría de las declaraciones públicas de políticos y empresarios durante la convención PDAC, que concluyó este miércoles, la concreción de ese objetivo resulta inexorable. El optimismo pareciera irradiarlo todo. Sin embargo, más allá de las ventajas que ofrece el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, algunos son más cautelosos, sobre todo por los problemas de infraestructura y las dudas que todavía existen en torno a la consolidación de la estabilidad macroeconómica.
Los FID de los proyectos de cobre siguen pendientes
Si bien el diseño de los grandes proyectos de cobre ha ido avanzando, ninguna de las empresas tomó aún la decisión final de inversión (FID, según la sigla en inglés). No es un dato menor. El FID es el momento en que el directorio de la compañía aprueba formalmente invertir miles de millones de dólares para construir la mina. Antes de ese punto puede haber exploración avanzada, estudios, permisos e incluso anuncios optimistas, pero la inversión fuerte todavía no está comprometida.
A partir del FID, el proyecto pasa de la fase de estudio a la fase de construcción. Esa decisión es crítica porque compromete el desembolso de capital durante décadas con un piso que en estos casos no baja de los US$ 3000 millones.
EconoJournal le preguntó el lunes al viceministro de Economía, Daniel González, si el hecho de que no se hubiera firmado ni un solo FID era motivo de preocupación y el funcionario lo negó. “Solamente es un tema de maduración. Los proyectos mineros son de larguísimo ciclo y solo firman el FID cuando tienen absolutamente todas las aprobaciones. (…) No veo para nada señales de cautela”, aseguró.
En la misma línea se manifestó el empresario Martín Pérez de Solay. “El FID llega una vez que se cumplieron un montón de etapas. El proyecto debe tener la aprobación del RIGI, las declaraciones de impacto ambiental, los permisos sectoriales, etc. Cuando todo eso se completa se produce el FID. Ahora, normalmente cuando el FID llega a la mesa se aprueba. El FID es una consecuencia lógica de un montón de pasos previos y en la actualidad la minería está avanzando”, aseguró el CEO de Glencore Argentina en la entrevista que concedió a este medio en Toronto.
La infraestructura como cuello de botella
Es cierto que la minería es una actividad de largo plazo y que ha venido registrando un avance de la mano del RIGI. Desde ese punto de vista, lo dicho por González y Pérez de Solay, por citar solo dos ejemplos, es atendible, pero todavía hay varios cuellos de botella sin resolver y el más relevante de todos pareciera ser la falta de infraestructura.
En el gobierno son conscientes de ese déficit estructural, pero no están dispuestos a que los recursos para las obras salgan del presupuesto público. “Nosotros estamos hablando con todos para ver qué es lo que necesitan, pero no nos vengan a pedir plata porque plata para eso no hay”, remarcó González. El esfuerzo oficial estuvo puesto en estos dos primeros años en garantizar estabilidad macroeconómica y ofrecer incentivos sectoriales como el RIGI para que sean las empresas privadas quienes pongan los fondos.
Las mineras, por su parte, valoran las transformaciones que impulsó el gobierno nacional y ven a la política en su conjunto alineada con este proceso, pero se resisten a hacerse cargo de la infraestructura. En sus planes de inversión contemplan las obras directamente ligadas al proyecto –camino de acceso a la mina, líneas eléctricas, mineroductos, etc.–, pero no la construcción de rutas, caminos e instalaciones portuarias ya que eso no forma parte de su core business y además suelen ser obras que después utilizan muchos otros actores económicos.
Geoff Streeton, vicepresidente ejecutivo y director de desarrollo de Eramet, lo dejó claro el lunes en el Argentina Day. «La competitividad no se limita a las condiciones fiscales. También es infraestructura, suministro energético y mano de obra capacitada. Esos son desafíos muy grandes para la Argentina»
El tema de la falta de infraestructura se trató en las distintas reuniones reservadas que González mantuvo con los ejecutivos de las principales mineras en Toronto, pero todavía no hay un acuerdo sobre ese punto. También ha habido reuniones entre funcionarios del Consejo Federal de Inversiones, las empresas y representantes del gobierno de Canadá para explorar distintas alternativas.
¿Cuál es la inversión que se necesita en caminos, rutas, vías de ferrocarril y servicios portuarios para los distintos proyectos mineros de cobre? ¿Cuánta carga habrá que mover? ¿Están esos datos sobre la mesa de negociación? ¿Hay una estrategia logística asociada a la explotación del cobre?
No es casualidad que el proyecto de producción de cobre que está más cerca de concretarse es la reactivación de Alumbrera, donde la infraestructura ya está montada. Con la mejora que han venido registrado los precios de este mineral algunas fases productivas que habían quedado sin concreción ahora son viables desde el punto de vista económico. Incluso el proyecto MARA podría acelerarse porque también tiene previsto procesar el mineral de Agua Rica en las instalaciones de Alumbrera.
Para el resto de los proyectos la incertidumbre es mayor. El distrito Vicuña, por ejemplo, que integra a los yacimientos Josemaría y Filo del Sol, evalúa la posibilidad de que el cobre sea exportado a través de Chile, lo que requeriría acuerdos complementarios al Tratado de Integración y Complementación Minera entre Argentina y Chile ya que el volumen sería muy significativo. ¿Le interesa a Chile recibir todos esos camiones transportando minerales argentinos? ¿Quién le va a mejorar las rutas y los puertos a Chile para que esto ocurra?
Un dato citado en el último informe sobre cobre de la Secretaría de Minería permite entender el impacto que tendrán estos proyectos a nivel logístico: la cantidad total de mineral extraído y roca estéril promedio removida para producir una tonelada de cobre refinado es de 510 toneladas de material, de las cuales, unas 255 toneladas corresponden a mineral de cobre, que es el volumen aproximado efectivamente trasladado a las concentradoras.
Otros factores que inciden en la toma de decisiones
La falta de infraestructura es el problema más visible hoy, pero las empresas suelen evaluar todo un conjunto de variables antes de tomar el FID y dentro de ese paquete sobresalen también la situación macroeconómica y los riesgos regulatorios.
“La estabilidad macroeconómica es absolutamente clave”, subrayó en el Argentina Day la directora global de Asuntos Corporativos de Glencore, Anne Edwards. Las empresas elogian lo hecho por el gobierno en este aspecto porque saben que, por más garantías que les otorgue el RIGI, si hay una corrida cambiaria y el Banco Central se queda sin dólares no hay RIGI que valga.
Es cierto que, si el inversor termina teniendo un problema, el RIGI le garantiza que puede llevar la disputa a arbitraje internacional, por ejemplo, ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), pero las mineras no entran como inversores de un determinado proyecto con la expectativa de ir a litigar.
Otro elemento que incide es el riesgo regulatorio. La incertidumbre que supuestamente les genera la Ley de Glaciares a los distintos proyectos sobresale en este punto. Por eso el gobierno impulsa su modificación.
Por último, las dificultades en el acceso al financiamiento y la evolución de los precios del cobre también inciden al momento de tomar una decisión final de inversión.
Por primera vez desde 2008, un privado estará a cargo de la compra de cargamentos de GNL para abastecer el pico de demanda del invierno.
Enarsa, la empresa estatal de energía que preside Tristán Zocas, un directivo que responde políticamente a Santiago Caputo, envió el lunes por la noche el pliego licitatorio con el que el Gobierno busca adjudicar a una empresa privada la tarea de actuar como agregador y comercializador del gas natural licuado (GNL) necesario para cubrir el pico de demanda del próximo invierno.
En los hechos, implicará que por primera vez desde 2008 —cuando la Argentina comenzó a importar GNL— un privado estará a cargo de comprar los cargamentos que requiera el sistema, regasificarlos en Escobar y revender el fluido a los distintos segmentos del mercado:
distribuidoras que abastecen la demanda prioritaria (residencial),
generadores eléctricos —en un contexto en el que CAMMESA se está retirando gradualmente del rol centralizado de despacho y gestión de combustibles— y
grandes usuarios industriales que necesitan gas importado para sostener la actividad fabril.
El pliego establece que las ofertas deberán presentarse el 6 de abril y que Enarsase tomará hasta el 21 del mismo mes para adjudicar. En el sector privado llamó la atención ese plazo, dado que el criterio de selección será esencialmente económico: los oferentes deberán proponer un precio único de GNL que trasladarán a los compradores locales.
Los tiempos del GNL
Los cargamentos arribarán a la terminal de Escobar en mayo, según indica el pliego de licitación.
Cuanto más se demore la adjudicación, advirtieron fuentes del mercado a EconoJournal, más se tensionará el calendario de abastecimiento. El adjudicatario no tendrá tiempo para comprar los cargamentos que deberían arribar a la terminal de Escobar en mayo.
En lo formal, el ganador obtendrá también un derecho de preferencia (First Refusal) para operar también en 2027. Lo concreto es que si la definición de la licitación se estira, se achican los tiempos para cerrar contratos internacionales y asegurar slots logísticos, en un mercado que ya muestra volatilidad.
En principio, se preveía que Enarsa iba a adquirir un primer cargamento para reactivar la terminal —garantizando el stock mínimo técnico para su puesta en marcha—, pero una demora en la adjudicación podría complejizar aún más la transición hacia el nuevo esquema privado.
El pliego también dispone que el adjudicatario deberá pagar una prima de US$ 98,5 millones a Enarsa y a YPF, accionistas en partes iguales de la terminal regasificadora de Escobar, la única operativa en el país. Además, exige acreditar un patrimonio neto superior a US$ 125 millones y experiencia en comercialización de gas y derivados por más de US$ 800 millones en los últimos cinco años.
No se conoce el volumen de GNL a importar (la cifra final dependerá de las proyecciones que realice cada oferente) , aunque se estima que oscilará entre 15 y 20 cargamentos. Esa cifra es central para la ecuación económica: el adjudicatario deberá abonar un canon fijo por el uso de la terminal entre mayo y septiembre, de modo que cuantos más barcos descarguen, menor será el costo unitario de regasificación.
Cuáles son las empresas interesadas en la importación de GNL
Trafigura, trader que en 2024 importó gas desde Bolivia, figura entre los jugadores interesados en la licitación de GNL.
Entre los jugadores que podrían participar se menciona a Trafigura, uno de los mayores traders globales de materias primas, que en la Argentina opera la marca Puma y en los últimos años avanzó en la comercialización de gas natural. En 2024, por ejemplo, importó gas desde Bolivia para abastecer centrales térmicas del norte del país, entre ellas la usina El Bracho, en Tucumán.
También es probable que se presente YPF, principal productor de gas del país y socia en la terminal de Escobar, con fuerte experiencia en trading y contratos en el mercado interno. Esa capacidad comercial es uno de los atributos clave que deberá tener el adjudicatario: no sólo comprar GNL en el exterior, sino colocarlo eficientemente entre distribuidoras, generadores y grandes usuarios.
Otras compañías que analizaron el pliego son Naturgy y la francesa TotalEnergies, uno de los mayores productores de gas natural de la Argentina.
La complejidad de la guerra agrega más incertidumbre a la apuesta del Gobierno
La guerra en Medio Oriente suma mayor volatilidad al mercado.
Si el esquema ya era ambicioso —por el traspaso del riesgo comercial desde el Estado hacia un privado— el escenario internacional agregó una capa adicional de incertidumbre.
La escalada en Medio Oriente tras la ofensiva conjunta de Estados Unidos e Israel contra Irán impactó de lleno en el mercado. El TTF, referencia europea del GNL en el puerto de Rotterdam, llegó el martes a US$ 17 por millón de BTU y este miércoles retrocedió a la zona de US$ 14-15. La volatilidad obliga a cualquier potencial adjudicatario a diseñar coberturas financieras para protegerse ante saltos o caídas abruptas de precios.
A ese riesgo se suma otro frente aún abierto: el regulatorio. El Gobierno no definió cómo autorizará el traslado del precio del GNL que surja de la licitación a los cuadros tarifarios de las distribuidoras del segmento regulado. Sin una señal clara sobre el pass through —total o parcial— del costo de importación, las empresas temen que se genere un descalce financiero que complique los pagos.
Algunas compañías que evalúan presentarse ya plantearon la necesidad de acelerar ese mecanismo o, alternativmente, establecer un esquema explícito que garantice la cadena de cobros. De lo contrario, el riesgo comercial no sólo estará en el mercado internacional, sino también puertas adentro.
En ese delicado equilibrio entre precios globales, tiempos administrativos y reglas tarifarias se juega una de las decisiones más sensibles del invierno 2026: asegurar el gas cuando más se necesita, pero bajo un esquema desconocido en el país.
