La visita del embajador chino Wang Wei a Tierra del Fuego dejó una señal clara: China quiere profundizar su presencia en el sector energético argentino, con foco en la industrialización del gas y la expansión de la explotación hidrocarburífera en el extremo sur del país.
El encuentro con el gobernador Gustavo Melella, difundido oficialmente por la provincia, confirmó el interés del gigante asiático en proyectos de gas offshore, infraestructura industrial y desarrollos vinculados a la cadena de valor energética.
No se trató de una visita protocolar, sino de un movimiento diplomático y económico alineado con la estrategia global de Beijing de asegurar proveedores estables fuera de Medio Oriente.
Durante la reunión, Wang Wei destacó que Tierra del Fuego posee un “potencial estratégico” para inversiones conjuntas en gas e hidrocarburos, y expresó la voluntad de China de acompañar proyectos de industrialización, procesamiento y ampliación de infraestructura.
Melella, por su parte, subrayó que la provincia necesita avanzar hacia un modelo que no solo extraiga gas, sino que lo transforme localmente para generar empleo, valor agregado y mayor autonomía energética. La coincidencia entre ambas partes abre la puerta a iniciativas que podrían incluir plantas de tratamiento, ampliación de capacidad offshore y desarrollos petroquímicos.
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El interés chino se enmarca en un contexto global donde la demanda de gas crece y los países buscan diversificar proveedores ante la volatilidad geopolítica.
Para Beijing, Tierra del Fuego representa una oportunidad de acceder a recursos energéticos en una región estable, con rutas marítimas estratégicas y potencial para proyectos de largo plazo.
Para la provincia, la posibilidad de atraer capital chino implica avanzar en infraestructura crítica que hoy limita la expansión de su producción gasífera y petrolera.
La agenda energética fueguina también incluye la necesidad de modernizar instalaciones, ampliar redes de transporte y fortalecer la explotación offshore, un segmento donde China tiene experiencia tecnológica y capacidad de financiamiento.
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La provincia busca socios que permitan escalar proyectos que requieren inversiones intensivas y plazos prolongados, y la presencia del embajador indica que China evalúa seriamente ese rol. La cooperación podría extenderse a áreas como logística portuaria, plantas de procesamiento y desarrollos industriales vinculados al gas.
La visita de Wang Wei confirma que el sur argentino vuelve a posicionarse en el radar de las grandes potencias energéticas. En un escenario donde Vaca Muerta concentra la atención nacional, Tierra del Fuego emerge como un polo complementario con potencial para atraer inversiones estratégicas.
La posibilidad de que China participe en la industrialización del gas y en la expansión hidrocarburífera abre una nueva etapa para la provincia, que busca consolidar un perfil productivo basado en energía, industria y exportaciones. El desafío será transformar el interés diplomático en proyectos concretos que impulsen empleo, infraestructura y desarrollo sostenible en el extremo austral del país.
San Juan se consolidó como una de las provincias de mayor crecimiento económico del país en las últimas dos décadas, con una expansión del 60,7% en su Producto Bruto Geográfico entre 2004 y 2024.
El análisis de series históricas y de informes económicos recientes muestra un patrón consistente: la minería fue el motor estructural del crecimiento provincial, impulsada por la entrada en producción de Veladero en 2005 y, posteriormente, por Gualcamayo.
La actividad minera generó empleo de alta remuneración, fortaleció la cadena de proveedores y elevó el consumo interno, lo que permitió que otros sectores crecieran sobre esa base.
La expansión minera no solo incrementó la producción y las exportaciones, sino que también activó un proceso de diversificación productiva que hoy se refleja en la metalmecánica, la logística, la industria calera y la vitivinicultura.
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La evidencia económica muestra que la diversificación no reemplaza a la minería: surge como consecuencia directa de su escala, su capacidad de tracción y su impacto territorial.
El crecimiento de proveedores especializados, el aumento del consumo interno y la demanda de servicios industriales consolidaron un ecosistema económico más amplio y complejo.
El impacto exportador confirma esta dinámica. San Juan lidera las exportaciones de Cuyo, impulsada principalmente por oro y plata, lo que sostiene el ingreso de divisas y posiciona a la provincia como un actor clave en la macroeconomía regional.
Al mismo tiempo, la vitivinicultura recuperó dinamismo y se consolidó como el segundo complejo exportador provincial, lo que evidencia que la diversificación existe, pero continúa apoyada en la locomotora minera.
El Gobierno nacional avanza en una reconfiguración profunda de la matriz productiva, con una estrategia que prioriza al agro, la energía y la minería como ejes del crecimiento económico.
La administración sostiene que estos sectores concentran el mayor potencial exportador del país y que, en un contexto de restricciones fiscales y necesidad de divisas, deben convertirse en los motores del despegue.
La industria tradicional, en cambio, atraviesa un proceso de ajuste marcado por una caída en la demanda interna y por niveles de capacidad instalada que se ubican en torno al 53%, con desempeños dispares entre ramas productivas.
La visión oficial se apoya en tres vectores: la expansión del complejo agroexportador, el salto energético asociado al desarrollo de Vaca Muerta y la consolidación de la minería a lo largo de la Cordillera.
En este esquema, la energía barata y la disponibilidad de recursos naturales se presentan como ventajas competitivas que permitirían atraer inversiones, aumentar exportaciones y sostener un superávit comercial estructural.
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El Gobierno plantea que el país podría multiplicar por varias veces sus ventas externas de petróleo, gas y minerales, y que ese flujo de divisas es indispensable para estabilizar la macroeconomía.
El rediseño productivo convive con tensiones con sectores industriales que advierten por la pérdida de competitividad frente a la apertura comercial y la caída del consumo. Mientras algunas ramas vinculadas a la energía —como la refinación de petróleo, la metalurgia básica y la química— operan con niveles elevados de utilización, otras actividades orientadas al mercado interno muestran retrocesos significativos.
La administración sostiene que la transición es inevitable y que la economía debe orientarse hacia sectores con capacidad de generar divisas, empleo calificado e inversiones de largo plazo.
En paralelo, el Gobierno impulsa reformas regulatorias para acelerar proyectos mineros, simplificar trámites y mejorar las condiciones de inversión. La eliminación de retenciones, la revisión de regímenes específicos y la unificación de criterios normativos forman parte de una agenda que busca posicionar a la minería como uno de los pilares del nuevo modelo económico.
La estrategia oficial apunta a que el agro, la energía y la minería funcionen como un bloque capaz de sostener el crecimiento, financiar la estabilidad y reordenar la estructura productiva del país.
El Gobierno de Venezuela firmó un nuevo convenio energético con las compañías europeas Eni y Repsol para fortalecer el desarrollo del proyecto gasífero Cardón IV, uno de los activos estratégicos más importantes del país. El acuerdo fue oficializado en Caracas y encabezado por la presidenta encargada, Delcy Rodríguez, junto con la ministra de Hidrocarburos, Paula Henao, en un acto difundido por teleSUR, medio estatal venezolano.
Según el gobierno, el objetivo es consolidar la producción de gas para abastecimiento interno y exportación, en un contexto de reactivación económica y reposicionamiento internacional.
Rodríguez destacó que Cardón IV es clave para garantizar el suministro energético del país y avanzar hacia una mayor integración en los mercados globales de gas. Agradeció públicamente a Eni y Repsol por sostener sus operaciones en Venezuela incluso en momentos de restricciones externas, y afirmó que la cooperación con empresas europeas forma parte de una estrategia de diplomacia energética orientada a diversificar alianzas y atraer tecnología.
La ministra Henao agregó que el convenio permitirá ampliar capacidades operativas y mejorar la infraestructura asociada al proyecto.
El acuerdo se enmarca en la reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, promulgada el 29 de enero de 2026, que modificó 18 artículos con el fin de modernizar el sector, atraer inversiones y facilitar la participación de empresas internacionales.
Según el gobierno venezolano, esta actualización normativa busca crear condiciones más competitivas para proyectos de gas y petróleo, especialmente aquellos con potencial exportador como Cardón IV. La reforma también apunta a mejorar la seguridad jurídica y acelerar la recuperación de la industria tras años de caída productiva.
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Cardón IV es considerado por Venezuela como un pilar para la industrialización interna y la expansión de exportaciones de gas natural. El gobierno sostiene que el proyecto permitirá fortalecer la balanza energética y posicionar al país como un proveedor confiable en un mercado global marcado por la volatilidad geopolítica.
En paralelo, Venezuela avanza en otros acuerdos con empresas internacionales, como la reciente cooperación con Shell para reactivar unidades estratégicas y ampliar la capacidad de procesamiento de hidrocarburos.
En este contexto, el convenio con Eni y Repsol refuerza la estrategia venezolana de recuperar protagonismo en la OPEP y OPEP+, garantizar suministro estable y contribuir al equilibrio del mercado internacional. Para la región, el avance de Cardón IV confirma que América Latina continúa siendo un actor relevante en el mapa energético global, con proyectos que combinan recursos abundantes, alianzas internacionales y marcos regulatorios en proceso de actualización.
La Secretaría de Energía subirá del 3,36% al 8% las retenciones a la exportación que se aplican al petróleo extraído en yacimientos convencionales de Chubut, Santa Cruz, Mendoza y Neuquén.
Es por la suba del precio internacional del barril, que este viernes volvió a superar los 100 dólares en medio del conflicto bélico en Oriente Medio.
La decisión apunta a gestionar el impacto de la suba del Brent en los precios internos de los combustibles, porque incentiva a los productores locales a venderle a un importe más bajo a las refinerías el crudo pesado del país.
Para el petróleo que se explota en Vaca Muerta no habrá cambios y la alícuota seguirá en un 8% del precio de exportación.
A fines de enero, el Gobierno oficializó la baja de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de los campos convencionales.
Lo hizo a través de un esquema variable de alícuotas de derechos de exportación con la intención de viabilizar la inversión en yacimientos maduros de la cuenca del Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz), Mendoza y también Neuquén. El objetivo fue hacer más rentables los yacimientos convencionales, que tienen costos de extracción más altos.
Con ese nuevo esquema, a fines de febrero se estableció una retención de 3,36% para el petróleo convencional, tomando en cuenta un precio promedio del crudo de US$ 71,30.
Sin embargo, debido a la disparada que experimentó la cotización del barril a partir del estallido de la guerra en Oriente Medio, esa retención volverá a subir al 8 por ciento.
La suba de las retenciones al crudo convencional alcanza a todos los productos incluidos en los decretos 488/2020 y 59/2026, que incluyen tanto al petróleo crudo como a derivados (solventes, naftas vírgenes y combustibles pesados, entre otros).
La fórmula que rige actualmente establece que si el precio del barril de crudo Brent se encuentra por debajo de los US$ 65 la retención es 0% y si supera los US$ 80 es de 8%. Para valores intermedios, se utiliza una fórmula polinómica de ajuste que arrojó una retención de 3,36% tomando como referencia una cotización del crudo de US$ 71,30, que surge del promedio de los últimos cinco días de febrero.
El Departamento del Tesoro de Estados Unidos anunció que autorizará temporalmente a los países la compra de petróleo ruso que esté en tránsito, a fin de contener la escalada de precios de crudo, provocada por la guerra en Irán.
El secretario del Tesoro, Scott Bessent, adelantó la medida en su cuenta de X y estimó que cientos de millones de barriles de petróleo podrían ingresar al mercado si se eliminan las sanciones a Rusia.
Bessent detalló que las exenciones a las sanciones que permitirán la venta y entrega a nivel mundial de todo el petróleo ruso, actualmente cargado en buques, estará vigente únicamente hasta el 11 de abril.
La nueva medida del Gobierno del presidente, Donald Trump, llega luego de que durante las últimas horas los precios del barril de crudo oscilaran por encima de los 100 dólares por unidad.
La semana pasada, el Tesoro ya había autorizado a la India acceder al petróleo ruso varado en el mar por un periodo de 30 días, pero ahora extiende la medida de forma global.
La Administración de Trump hizo énfasis en que teóricamente levantar las sanciones no representará un beneficio significativo para Rusia.
Trump aseguró este jueves que la subida del petróleo provocada por la guerra de Washington e Israel contra Irán y la interrupción del flujo en el estrecho de Ormuz, traerá “mucho dinero” a su país, en referencia a la producción nacional de crudo, e insistió que su prioridad ahora mismo es destruir el programa nuclear iraní.
Estados Unidos “es, con diferencia, el mayor productor de petróleo del mundo, así que, cuando suben los precios del petróleo, ganamos mucho dinero”, escribió el mandatario en su red Truth Social, cuando el conflicto llega a su decimotercer día en medio de una creciente inquietud global ante la disrupción de las cadenas de suministro de crudo y gas.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, cerró hoy su participación en el Argentina Week con una actividad organizada por IDEA en la que se analizaron las oportunidades del país en energía, petróleo y gas. Compartió el panel con los gobernadores de las provincias de Mendoza, Neuquén, Chubut, Corrientes y Río Negro.
Durante su exposición, Marín destacó el interés que generó el evento que reunió a más de 800 personas en Nueva York. “Quiero felicitar a todos los que hicieron posible este evento. Fue una semana muy exitosa y en donde hubo mucho interés por lo que está pasando en nuestro país”, señaló. También valoró la presencia de todos los gobernadores “una muestra de unión para que la Argentina despegue definitivamente”.
En este marco, el presidente de YPF señaló que “Vaca Muerta es la clave para que el país exporte entre 40 y 50 mil millones de dólares a partir del 2032 y se generen más de 40.000 puestos de trabajo”.
“Con VMOS y Argentina LNG vamos a instalar el hub exportador más importante de Sudamérica, con exportaciones por 37.500 millones de dólares por año”, afirmó Marín. Además, destacó que se trata de inversiones de origen internacional que llegarán al país de la mano de dos gigantes como Eni y Adnoc”. “Nada de todo esto hubiera sido posible sin el RIGI” agregó el CEO de la compañía.
En el cierre de su participación, Marín repaso las oportunidades que se abren en otras provincias. En Mendoza, la compañía prevé perforar dos pozos en “la lengua de Vaca Muerta”; en Santa Cruz, “estimamos perforar un nuevo pozo en Palermo Aike”; y “proyectamos explorar el potencial del D-129 en Chubut”.
Marín también se refirió a las perspectivas de la exploración offshore: “Vamos a perforar con Eni en Uruguay y después en Argentina. Ahí confiamos en que podemos encontrar crudo porque correlaciona con Namibia”.
Durante el Argentina Week, Marín mantuvo encuentros con ejecutivos de empresas internacionales y entidades financieras interesadas en financiar el proyecto Argentina LNG. También, de un panel junto a Marcelo Mindln de Pampa Energía y Marcos Bulgheroni de PAE donde destacaron potencial energético de la Argentina, entre otras actividades.
El escenario en Medio Oriente alcanzó un nuevo pico de tensión tras las recientes declaraciones del presidente de los Estados Unidos, Donald Trump. El mandatario lanzó una advertencia directa a los aliados de la OTAN: “Es lógico que quienes se benefician del estrecho ayuden a garantizar que no ocurra nada malo allí. Si no hay respuesta, o si la respuesta es negativa, creo que será muy malo para el futuro de la OTAN”, aseguró Trump.
La situación se enmarca en lo que se percibe como una guerra de desgaste ejecutada por el régimen chiíta de Irán contra Estados Unidos e Israel. Mientras Teherán lanza misiles contra blancos civiles en ciudades como Tel Aviv, Jerusalén y Dubái, el cerco sobre Ormuz se aprieta. Ante esto, el Pentágono comenzó a distribuir inteligencia militar a sus socios regionales y prepara una flota para proteger a los cargueros. Por su parte, Alireza Tangsiri, comandante de la Armada de la Guardia Revolucionaria de Irán, afirmó mediante un comunicado que el estrecho no fue bloqueado militarmente y que “simplemente está bajo control”.
Trump también puso la mira sobre Pekín, recordándoles que obtienen el 90 % de su petróleo de esa vía. El mandatario espera que China ayude a destrabar el paso antes de su visita oficial programada para abril; de hecho, sugirió que podría retrasar su cumbre con Xi Jinping si no hay señales de cooperación. Según el presidente, tanto Europa como China dependen “en gran medida del petróleo del Golfo”, a diferencia de Estados Unidos: “En realidad, lo que pido es que esos países intervengan y protejan su propio territorio, porque es su territorio. Se podría argumentar que quizá no deberíamos estar allí en absoluto, porque no lo necesitamos. Tenemos mucho petróleo”, declaró a la prensa a bordo del Air Force One.
Sin embargo, la propuesta de construir un mecanismo de protección naval quedó estancada por la reticencia de los socios históricos. Trump cuestionó duramente la postura del Reino Unido, país al que se suele considerar el “aliado número uno”. El mandatario se quejó de que Londres solo ofreció enviar barcos después de que Washington hubiera “prácticamente eliminado el potencial de peligro”. Al respecto, afirmó: “Necesitamos esos buques antes de ganar, no después de ganar”. Tanto el premier británico, Keir Starmer, como el francés, Emmanuel Macron, deslizaron que solo aportarían sus flotas una vez finalizado el conflicto.
Ante esta situación, Washington evalúa medidas extremas. El Pentágono ya ordenó el movimiento de la Unidad 31 Expedicionaria de Marines hacia Medio Oriente. El despliegue incluye el buque de asalto anfibio USS Tripoli, 2.200 infantes de marina, aviones de ataque F-35B y otros 2.800 efectivos de apoyo de la Armada. Esta decisión marcaría un giro drástico, ya que implicaría que tropas estadounidenses se involucren directamente en el terreno de combate para escoltar a los petroleros si los aliados mantienen su negativa a intervenir.
La tajante respuesta de la OTAN
El vocero del gobierno de Berlín, Stefan Kornelius, le contestó al presidente de Estados Unidos, que advirtió que la Alianza Atlántica tendrá un futuro “muy malo”si no colabora con el desbloqueo del estrecho de Ormuz, bloqueado por Irán en plena guerra en Medio Oriente.
El vocero del canciller alemán, Friedrich Merz, dijo que “la OTAN es una alianza para la defensa del territorio” de sus miembros y que en la situación actual “no existe el mandato para desplegarla”: “Esta guerra no tiene nada que ver con la OTAN. No es la guerra de la OTAN”
A menos de una semana del último ajuste, las compañías petroleras extendieron un nuevo aumento del orden de 4% a los surtidores de todo el país, por lo que el litro de nafta súper ya supera los $1.800. De esta forma, los combustibles suman un alza del orden de 10 por ciento en lo que va del mes.
Con el precio del petróleo en US$100, todas las empresas locales volvieron a subir sus precios, lo cual atizará la inflación de marzo, que en las dos primeras semana del mes se mostró en alza, otra vez por el precio de los alimentos.
La Secretaría de Energía aprobó un nuevo sistema de información para los operadores de garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), con el objetivo de ordenar el mercado, simplificar trámites y mejorar el monitoreo del abastecimiento en todo el país.
El nuevo sistema permitirá contar con información más clara, consistente y oportuna sobre producción, stocks y operaciones, fortaleciendo las herramientas de seguimiento del mercado y contribuyendo a garantizar condiciones de seguridad y abastecimiento.
También elimina cargas administrativas innecesarias y reemplaza el antiguo régimen establecido por la Resolución 375/2003.
Además, se aprueba una metodología para determinar volúmenes máximos de compra de GLP por operador, con el fin de ordenar el funcionamiento del mercado y evitar distorsiones que puedan afectar el abastecimiento.
La medida también actualiza el sistema de registro de fabricación, reacondicionamiento y baja de garrafas, estableciendo un esquema más simple y eficiente que permitirá mejorar el control de seguridad de los envases.
“Con esta decisión, el Gobierno Nacional continúa avanzando en el ordenamiento del sector energético, eliminando regulaciones obsoletas y estableciendo reglas claras que favorezcan la competencia, la transparencia y el funcionamiento eficiente de los mercados”, comunicaron.
El encarecimiento del petróleo suele tener efectos concretos sobre la economía real y también sobre el bolsillo de los consumidores.
La Guerra en Medio Oriente disparó el precio del barril de crudo en los últimos 15 días. Si bien la volatilidad viene siendo extrema, la cotización se alejó definitivamente de los US$70 que promediaba previo al inicio del conflicto y ahora se ubica en torno a los US$ 100, con picos puntuales que llevaron a los US$ 120. ¿Cómo impacta esta suba en la economía cotidiana de los argentinos? ¿Cuál es el impacto en los combustibles, las tarifas de luz y gas, el precio de los pasajes de avión, los costos de la cosecha, el transporte de cargas e insumos básicos de uso difundido como plásticos y envases? EconoJournal repasa las consecuencias punto por punto.
Guerra en Medio Oriente: los combustibles aumentaron entre el 4 y el 6% en la Argentina
El primer impacto se registró en los combustibles que aumentaron entre el 4% y el 6% esta semana, como consecuencia del salto que experimentó el precio del barril de crudo tras la escalada del conflicto en Medio Oriente. Los valores de las naftas súper se ubicaron en torno a los $1.700 por litro, en diferentes estaciones de la Ciudad de Buenos Aires, y las naftas premium cerca de los $2.000.
Si el precio internacional del petróleo se consolida en torno a los US$90 por barril, resulta esperable que el precio de los combustibles en la Argentina también tienda a subir. Esto se debe a que el gobierno de Javier Milei modificó la Ley de Hidrocarburos y estableció como objetivo de la política hidrocarburífera maximizar la renta petrolera, reduciendo la intervención estatal en la formación de precios.
El ajuste probablemente sea más lento que en Estados Unidos, donde la gasolina ya aumentó entre 17% y 18% desde el inicio del conflicto, aunque la tendencia apunta en la misma dirección.
La suba del precio internacional del petróleo generaría un impacto mixto en la Argentina debido a que, si bien presiona la inflación interna al aumentar el costo de combustibles y logística.
Aumento del precio de los combustibles y el impacto en la cosecha
El aumento del crudo también impactó en el gasoil, un insumo clave para el transporte y la producción agropecuaria. Este aumento llega en un momento particularmente sensible para el sector agrícola que se encuentra en plena cosecha gruesa.
En la estructura de costos del agro, el gasoil es uno de los insumos más relevantes. Se utiliza tanto en la maquinaria agrícola, como son las cosechadoras, tractores y equipos de traslado dentro del campo, y en el transporte de los granos hacia los acopios y los puertos exportadores, por lo que una suba del 5% puede incrementar entre 1% y 2% los costos logísticos del grano, teniendo en cuenta la distancia a los puertos y del esquema productivo de cada región.
¿Qué ocurre con la logística ante la suba del precio internacional del petróleo?
El impacto no se limita al sector primario. En un país donde la mayor parte del transporte de mercaderías se realiza por camión, el combustible representa entre el 30% y el 40% del costo operativo de una flota. Por ese motivo, cualquier aumento en el precio del gasoil tiende a trasladarse rápidamente a las tarifas de flete y, en consecuencia, a los precios finales de los productos.
Ese traslado genera un efecto en cadena en toda la economía. El encarecimiento del transporte incrementa los costos de distribución, mientras que el aumento del precio del petróleo también repercute en la producción de insumos derivados, como plásticos y envases utilizados en múltiples industrias. La combinación de ambos factores suele presionar al alza los precios de bienes de consumo masivo y también en el bolsillo de los consumidores.
¿La suba del precio del Brent afecta a los valores de los pasajes de avión?
El impacto también alcanza al sector aerocomercial. Esta semana, Aerolíneas Argentinas decidió aplicar un recargo temporal en el precio de los pasajes para compensar el aumento del combustible aeronáutico, lo que se conoce como jet fuel. El cargo adicional será de $7.500 por tramo en vuelos de cabotaje y oscilará entre US$10 y US$50 en rutas regionales e internacionales. Según precisaron, se trata de una medida transitoria que dependerá de la evolución del precio del petróleo.
Impacto en el Gas Natural Licuado
La suba del crudo también podría tener implicancias en el sistema energético. Aunque la Argentina es productora de hidrocarburos, durante el periodo invernal necesita importar combustibles para cubrir los picos de demanda, en particular cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL).
Si los precios internacionales se mantienen elevados, esas importaciones se encarecerán. En el esquema tarifario vigente, ese mayor costo suele trasladarse a los usuarios a través de mecanismos de pass through, mediante los cuales las compañías trasladan el precio de compra del combustible a las tarifas de electricidad y gas natural.
¿Cómo afecta la volatilidad del precio del petróleo en otros segmentos de la economía?
Además del impacto sobre los combustibles y la energía, la oscilación que viene experimentando en el precio internacional del petróleo también repercute sobre industria petroquímica y, en particular, sobre la producción de plásticos y envases.
Esto es así ya que el crudo se utiliza como materia prima para fabricar resinas como polietileno, polipropileno o PVC, insumos clave para producir envases, embalajes y múltiples productos de uso diario.
La relación entre el petróleo y la industria del plástico es estructural. A nivel global, aproximadamente entre el 4% y el 8% de la producción mundial de petróleo se utiliza para fabricar plásticos. Esto implica que los movimientos del precio internacional del barril tienden a trasladarse, a toda la cadena de valor de los materiales plásticos.
En ese sentido, fuentes del sector señalaron a EconoJournal que los cambios en el precio internacional del petróleo impactan especialmente en industrias como alimentos, bebidas, higiene y logística, que dependen en gran medida de envases plásticos para lo que refiere al envasado y conservación de productos.
Por esa razón, la volatilidad del petróleo no solo afecta al precio de los combustibles, sino también a múltiples bienes de consumo que forman parte de la vida cotidiana.
Argentina enfrenta un fallo adverso en aquellos tribunales que le ordena pagar unos US$ 16.000 millones más los intereses acumulados desde que se dictó el fallo.
El Departamento de Justicia de los Estados Unidos presentó un memorándum ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York en respaldo de la moción de emergencia interpuesta por la Argentina para suspender el proceso de discovery post sentencia en el caso YPF, informó la Procuración del Tesoro de la Nación.
En su moción de emergencia presentada el 6 de marzo, la Argentina solicitó la suspensión de la etapa de producción de documentos (discovery), del requerimiento de sanciones y de la audiencia probatoria fijada entre el 21 y el 23 de abril de 2026.
Se trata de la cuarta presentación que realiza el Gobierno de Estados Unidos en torno al juicio que enfrenta la Argentina en los tribunales de Nueva York, por la nacionalización del 51% de las acciones de YPF, en 2012, por lo que enfrenta un fallo adverso en aquellos tribunales que le ordena pagar unos US$ 16.000 millones más los intereses acumulados desde que se dictó el fallo.
El 26 de febrero de 2026, el mismo Departamento de Justicia había presentado un tercer escrito en respaldo de la posición argentina, señalando que el discovery resulta excesivamente intrusivo, que puede afectar principios de reciprocidad internacional y que plantea preocupaciones en materia de política exterior.
Asimismo, en aquella oportunidad, el Gobierno de Estado Unidos solicitó participar oralmente en la audiencia del 16 de abril relativa a la apelación de la orden de entrega del 51% de las acciones de YPF.
El reciente apoyo de EEUU
Ahora, en su presentación, el Departamento de Justicia sostuvo que este tipo de requerimientos dirigidos contra Estados soberanos puede generar fricciones diplomáticas y abrir la posibilidad de que tribunales extranjeros impongan medidas similares contra los propios Estados Unidos.
Asimismo, destacó que, al evaluar el factor de interés público en una solicitud de suspensión, los tribunales deben considerar los posibles efectos sobre las relaciones exteriores y, en ese marco, otorgar especial deferencia a la posición del Poder Ejecutivo en materia de política exterior.
En consecuencia, el memorándum solicitó que, al resolver la moción presentada por la Argentina para suspender el discovery, el tribunal tenga debidamente en cuenta los principios de cortesía internacional, reciprocidad y las implicancias que la cuestión puede tener para las relaciones exteriores.
Hace 10 días, el Estado argentino presentó una moción de emergencia ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York para requerir la suspensión inmediata del proceso de discovery post sentencia en el caso Petersen/Eton Park mientras se resuelve la apelación de fondo.
En la presentación se solicitaba la paralización de la etapa de exhibición y producción de documentos, del requerimiento de aplicación de sanciones y de la audiencia probatoria fijada para los días 21 al 23 de abril de 2026.
En su escrito, la República sostenía que la suspensión se encuentra plenamente justificada, ya que existen fundamentos sólidos para revertir la decisión apelada, entre ellos la incorrecta aplicación del derecho argentino y el forum non conveniens.
En ese sentido, advertía que la continuidad del discovery ocasiona un perjuicio irreparable para la soberanía nacional y puede impactar en la previsibilidad necesaria para el normal desarrollo de sus relaciones financieras. También destaca que el interés público aconseja evitar impactos en las relaciones exteriores y posibles ineficiencias procesales.
FMO, el banco de desarrollo empresarial neerlandés, anunció un préstamo garantizado de hasta 94,8 millones de dólares para apoyar a ATOME Paraguay SAE en la financiación del Proyecto de Fertilizantes Verdes de Villeta, una de las primeras instalaciones a escala industrial del mundo en producir fertilizantes nitrogenados verdes utilizando hidrógeno verde generado con electricidad 100% renovable.
Con un costo total del proyecto de USD 664,4 millones, la planta de Villeta producirá aproximadamente 260.000 toneladas métricas de nitrato de amonio cálcico (CAN) verde anualmente, reemplazando la producción de fertilizantes grises, altamente contaminantes, por una vía totalmente renovable.
El proyecto es posible gracias a los abundantes recursos hidroeléctricos de Paraguay, que proporcionan electricidad de base confiable y de bajo costo, lo que permite a Villeta operar con un fertilizante verde competitivo en un mercado dominado por fertilizantes grises. El acceso a energía de base verde estable y a precios competitivos fortalece significativamente la viabilidad a largo plazo del proyecto. La competitividad en costos se ve reforzada aún más por la condición de Zona Franca del proyecto, las tarifas eléctricas estables, el acceso al suministro local de dolomita y su posición estratégica en el centro del corredor de consumo de fertilizantes del Mercosur.
El préstamo de FMO forma parte de un paquete de financiación más amplio con BID Invest, el Banco Europeo de Inversiones (BEI), la IFC y el Fondo Verde para el Clima, lo que permite que uno de los primeros proyectos de importancia mundial para la producción de fertilizantes a partir de hidrógeno verde avance hacia la financiación y construcción completas en un mercado emergente.
Un nuevo referente para la producción industrial verde en los mercados emergentes.
Villeta destaca por su diseño totalmente integrado, que combina la producción de hidrógeno verde, la síntesis de amoníaco verde y la fabricación de fertilizantes CAN en un mismo emplazamiento. La planta funcionará exclusivamente con electricidad verde procedente de la red paraguaya, en virtud de un contrato de compraventa de energía a largo plazo con ANDE, lo que garantiza una base de costes de insumos altamente predecible y un perfil operativo estable.
Los fundamentos comerciales del proyecto se ven reforzados por un acuerdo de compra a largo plazo con cláusula de «tomar o pagar» con Yara International, una de las mayores empresas mundiales de fertilizantes, una estructura poco común en el sector mundial del hidrógeno verde que reduce significativamente el riesgo de mercado durante los años de funcionamiento del proyecto.
Además, se espera que Villeta contribuya a la resiliencia de los sistemas alimentarios regionales al suministrar fertilizantes producidos de forma sostenible a uno de los mercados agrícolas más grandes del mundo. Brasil y Argentina, en conjunto, representan importantes importaciones mundiales de fertilizantes, y la ubicación del proyecto dentro del Mercosur ofrece una ventaja logística y de costos frente a los productos importados derivados de combustibles fósiles.
Marnix Monsfort, Director de Energía de FMO, declaró: “En FMO nos enorgullece apoyar el proyecto Villeta, un proyecto innovador que demuestra la viabilidad de soluciones de hidrógeno verde a gran escala en mercados emergentes. Este proyecto también representa la materialización de nuestras ambiciones en el sector del hidrógeno verde, una estrategia que comenzamos a desarrollar hace tres años».
«Su combinación de energía renovable competitiva, socios industriales sólidos y certeza de mercado a largo plazo crea un modelo para el desarrollo industrial alineado con el clima. Esperamos ser pioneros conjuntos en esta próxima etapa de producción sostenible de fertilizantes en Paraguay y seguir desarrollando el sector del hidrógeno verde en Paraguay y más allá”, agregó.
Olivier Mussat, director ejecutivo de ATOME PLC, sostuvo: «Valoramos enormemente el apoyo de FMO a este proyecto emblemático, que ATOME ha impulsado desde sus inicios. Nuestra planta de Villeta permite la producción de fertilizantes a escala industrial sin depender de combustibles fósiles, un avance crucial para la seguridad alimentaria mundial y la rentabilidad a largo plazo de las cadenas de suministro agrícolas. Junto con la coalición financiera que hemos creado, el respaldo de FMO demuestra que los fertilizantes ecológicos no solo son esenciales desde el punto de vista medioambiental, sino también una atractiva y sostenible oportunidad de negocio».
La guerra en Medio Oriente concentró la atención en la última emisión de Dínamo.
Las consecuencias que está provocando la guerra en Medio Oriente sobre el mercado energético acaparó la atención en un nuevo capítulo de Dínamo – Charlas de Energía. El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, el economista jefe de Empiria, Nicolás Gadano, el director de Desarrollo Productivo de Fundar, Daniel Schteingart, y el consultor Roberto Brandt debatieron, bajo la coordinación de Nicolás Gandini, sobre cómo proteger sus precios internos sin dañar la competitividad exportadora.
A criterio de Brandt, este nuevo foco de tensión en Medio Oriente debe concebirse como la «tercera guerra del Golfo Pérsico». “Por el momento, no se vislumbra una escalada hacia una Tercera Guerra Mundial debido a la actitud dialoguista de China y a la cautela de Rusia”, aclaró.
Hasta ahora, expuso, la contienda atravesó tres fases: la primera, a grandes rasgos, con ataques de Estados Unidos e Israel limitados a objetivos militares que provocaron como respuesta de Irán una contraofensiva sobre instalaciones energéticas de sus vecinos, procurando “empiojar la economía mundial”; la segunda, cuando los agresores cruzaron la raya de arremeter contra infraestructura energética iraní propiamente dicha; y una tercera instancia, liderada por la narrativa del presidente norteamericano Donald Trump, que busca una “desescalada rápida” antes de su prevista cumbre con Xi Jinping en Beijing, a fines de marzo. “Eventualmente, ambos bandos podrán asumirse como ganadores”, pronosticó.
Con respecto a la reacción de los mercados, señaló que el precio del barril de petróleo inició el año en torno a los 60 ó 65 dólares, con una ligera sobreoferta, pero se disparó un 50% tras los ataques a instalaciones clave como la refinería Ras Tanura en Arabia Saudita. “El gas natural licuado (GNL), por su parte, aumentó un 70% en el mercado europeo, duplicando por momentos su valor, debido a los bajos niveles de almacenamiento al cierre del invierno”, puntualizó el experto, quien consideró “difícil” que las cotizaciones se retrotraigan en el corto plazo.
Roberto Brandt y Nicolás Gadano.
Rusia emerge como el gran ganador
La volatilidad actual no tiene antecedentes históricos cercanos, según la mirada de Ernesto López Anadón, quien estableció una clara diferencia con respecto a la guerra en Ucrania, que provocó que el valor de la energía subiera y se mantuviera alto. “La brusca caída de precios tras los picos máximos se debió a la decisión del G7 de liberar las reservas estratégicas de 90 días de consumo”, aseguró.
Para calificar los episodios bélicos que se vienen sucediendo en Medio Oriente, optó por decir que configuran “una guerra sin objetivos”. “¿Estados Unidos quería matar al Ayatola de turno para después negociar con Irán? Es un objetivo demasiado light y evidentemente no se cumplió”, expuso.
Desde su óptica, Rusia se erige como “el gran ganador” del conflicto, ya que el Departamento del Tesoro norteamericano le otorgó un levantamiento temporal de sanciones, permitiendo que su flota abasteciera a India a precios elevados.
Daniel Schteingart y Ernesto López Anadón.
En el mercado del gas, en tanto, señaló que la interrupción del suministro en el Golfo Pérsico obligará a Asia a sustituir el fluido por carbón, “lo que postergará nuevamente los compromisos ambientales del Acuerdo de París”. En ese sentido, intervino Brandt, debe remarcarse que países como Corea y Japón han estado “robando” cargamentos de GNL a Europa, pagando primas más altas para asegurar su energía.
Perspectiva local
A la hora de analizar el impacto de la guerra en el medio local, Nicolás Gadano resaltó que la cotización internacional del crudo siempre ha funcionado de manera muy volátil e históricamente se ha visto regida por la singularidad de la alta concentración de la oferta. No obstante, acotó, por haberse convertido en un mercado exportador neto la Argentina puede recibir el actual aumento de precios como una noticia positiva para su balanza comercial. “Ahora nos enfrentamos al problema clásico de decidir qué hacer con los precios domésticos. Me preocupa cómo vamos a lidiar con eso”, enfatizó.
Por supuesto, aclaró, no sería deseable trasladarles a los consumidores “la volatilidad de cada día”. “Me parece responsable que YPF haya aclarado que no se comportará así”, reivindicó. Sin embargo, sostuvo, tampoco se puede mantener una brecha artificial que desincentive la inversión. “Creo que deberían revisarse los valores internos del crudo y los derivados. Ahora bien, ¿qué puede hacer el Gobierno para que esa revisión no se traslade a los consumidores? Bueno, para eso tenemos los impuestos. Y también contamos con la ventaja de la expansión de Vaca Muerta, en un momento en que la gente se pregunta qué beneficios obtendrá de ella”, argumentó.
A su entender, habría que utilizar la recaudación extraordinaria por derechos de exportación para postergar los incrementos previstos en el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL). “Las retenciones extraordinarias dan margen para manejar los aumentos con responsabilidad”, afirmó.
Constituye un error, calificó, el uso histórico de YPF como herramienta de política de precios. “Esa instrumentación daña a la empresa y su valor en el mercado. El enfoque debe ser el de la competencia bajo el concepto de export parity”, insistió.
Horizonte realista
Según Daniel Schteingart, más allá de los acontecimientos que se registran en Medio Oriente ya es momento de comprender que el futuro de la Argentina no puede depender exclusivamente del éxito de tres sectores productivos más algún servicio. “No hay que comprar la fantasía de que vamos a ser Australia. Incluso si multiplicáramos por dos, por tres o por cuatro nuestras exportaciones de recursos naturales, recién nos acercaríamos a duras penas a los números de Chile”, planteó.
Es “súper deseable” que crezcan las inversiones en Vaca Muerta y mejoren los términos de intercambio, reflexionó, pero conviene ponerle un horizonte realista al fenómeno extractivo. “¿Nos ayuda mucho? Sí. ¿Nos alcanza y nos salva? No. Seguirá haciendo falta una industria competitiva y una cadena de valor desarrollada”, aseveró.
Por ahora, lamentó, no se verifica dentro del Gobierno nacional demasiado interés por impulsar “los vagones industriales de la gran locomotora que es Vaca Muerta”. “Muchos otros países sí apuestan por el desarrollo de proveedores aguas abajo”, comparó el analista, quien de todos modos se manifestó consciente de que la industria argentina registra sobreprecios.
La licitación de baterías AlmaSADI de Argentina introduce una serie de diferencias a comparación AlmaGBA, siendo la más notoria la instalación de sistemas BESS en múltiples nodos del sistema eléctrico, definidos según el nivel de necesidad operativa del sistema, en lugar de una sola área como fue en 2025.
Es por ello que, durante FES Argentina – Renewables & Storage, desde la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) y el gobierno explicaron las particularidades que deberán considerar las empresas interesadas en la convocatoria.
“El objetivo de AlmaSADI son 700 MW, pero si se observan las cuotas que hay por regiones, da prácticamente 1000 MW”, especificó Gustavo Báez, responsable de Energías Renovables de CAMMESA, durante su participación en el encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).
“Es decir que no solamente se espera competencia dentro de las regiones, sino también entre las regiones. La expectativa es que sea un mecanismo competitivo y que los precios vuelvan a ser buenos como en AlmaGBA”, agregó.
El mapa de nodos definido para la licitación abarca una amplia cantidad de puntos de conexión distribuidos principalmente en redes de 132 kV y 220 kV, en provincias como Córdoba, San Luis, Buenos Aires, Santa Fe, Entre Ríos, Mendoza, San Juan, Chaco, Corrientes, Misiones, Salta, Tucumán, Santiago del Estero y La Rioja.
Aunque cabe aclarar que cada uno de los puntos cuenta con límites técnicos de capacidad por nodo, zona y región, definidos a partir de estudios operativos del sistema.
Y otra de las particularidades centrales de dicho esquema es la clasificación de los nodos según su nivel de criticidad dentro del sistema eléctrico, lo que introduce incentivos para orientar las inversiones hacia determinadas ubicaciones estratégicas.
En este sentido, el diseño distingue nodos violetas, rojos y amarillos, definidos en función de los análisis de CAMMESA sobre las necesidades operativas del sistema.
“Los nodos violetas son los de muy alto impacto, aquellos donde desde la Secretaría de Energía consideramos que se necesitan que los proyectos se instalen”, explicaron desde la cartera energética nacional.
Sin embargo, la adjudicación en los puntos violetas no está garantizada, ya que los proyectos deberán competir dentro del proceso licitatorio, debido a la capacidad limitada por la zona. Aunque para incentivar estas localizaciones estratégicas, el mecanismo incorpora una ventaja en la fórmula de evaluación económica.
“Esos nodos violetas valorizan menos (-) 750 dólares. Además, las empresas interesadas podrán solicitar nuevos nodos aparte de los que ya hay enlistados y mapeados”, complementaron desde la Secretaría de Energía de la Nación.
señala Báez, aludiendo al factor de desempate que favorece a los proyectos ubicados en estas zonas.
El diseño de AlmaSADI también introduce cambios clave respecto a la licitación AlmaGBA, que sirvió como antecedente para el desarrollo del almacenamiento en el país:
CAMMESA actuará como offtaker, ya que el objetivo del proceso es contratar servicios que contribuyan a la operación integral del sistema eléctrico.
El nuevo modelo amplía el alcance a de los servicios que deberán prestar los sistemas de almacenamiento adjudicados, a fin de considerar potencia disponible disponible y regulación de frecuencia
“Se perfeccionaron algunas cuestiones respecto a AlmaGBA. Se sofistica el proceso hacia una potencialidad mayor del almacenamiento”, sostuvo Báez durante la conversación destacada “Retos de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en Argentina”.
Contratos, inversión y cronograma del proceso
La licitación AlmaSADI contempla una inversión estimada en torno a USD 700 millones para el desarrollo de proyectos BESS stand-alone distribuidos en distintas regiones del país. Los proyectos adjudicados tendrán contratos de hasta 15 años, con CAMMESA como offtaker, y un esquema de remuneración centrado principalmente en la disponibilidad de potencia para el sistema eléctrico.
El proceso licitatorio se desarrollará en menos de cuatro meses. La presentación de ofertas técnicas y administrativas (Sobres A) está prevista para el 8 de mayo, con evaluación hasta el 21 de mayo y publicación de resultados el 28 de mayo.
Posteriormente, las ofertas económicas (Sobres B) se abrirán el 5 de junio, mientras que la adjudicación final está programada para el 19 de junio. La firma de los contratos comenzará el 25 de junio de 2026.
En cuanto a los plazos operativos, el 1 de enero de 2027 se establece como fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos adjudicados.
La expansión del sector de baterías en España avanza, pero todavía enfrenta obstáculos estructurales que condicionan su desarrollo a gran escala, de modo que Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, advirtió que el crecimiento del sector dependerá en gran medida de la evolución del marco regulatorio y de la creación de herramientas de mercado que permitan consolidar las inversiones.
“El problema es que esas oportunidades ahora mismo, si no hay una regulación, no van a favorecer un crecimiento estructural del almacenamiento. Son una oportunidad para jugarsela, porque hay que ser oportunistas. Pero tenemos que mejorar la regulación”, manifiestó Heras durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 400 ejecutivos del sector energético.
El ejecutivo sostiene que la falta de reglas claras provoca que los proyectos avancen de forma puntual o especulativa, en lugar de responder a una planificación sostenida del sistema eléctrico.
“Con los fondos FEDER va a haber un tirón muy bueno, por supuesto. Pero si queremos tener un crecimiento más sistémico, más de largo plazo y no burbujas, necesitamos regulación. Hay ahora mismo cierto temor por hacer unas inversiones que no están respaldadas por una regulación. Cuando esa regulación esté más implementada con los pagos de capacidad y otros mecanismos, pasaremos a tener un crecimiento más firme», apuntó.
A la espera de definiciones regulatorias para proyectos a gran escala, el despliegue de baterías en España ha encontrado uno de sus primeros espacios de desarrollo en el autoconsumo industrial, especialmente en grandes consumidores que buscan optimizar su demanda energética.
“Hablaban de electricidad barata, pero es en el pool. Luego los industriales tienen unos peajes y unos costes que hacen que difícilmente salga rentable ahora mismo el almacenamiento en behind the meter”, sostuvo.
«Tiene otras ventajas que no solamente son ahorros o ingresos, sino que tienes una mayor seguridad de suministro. En caso de que se te vaya la luz tienes un backup», añadió.
En ese contexto, la compañía ha desarrollado varios proyectos en este segmento desde 2023, cuando introdujo en el mercado español su primera batería en contenedor con tecnología de Huawei, enfocada principalmente en aplicaciones industriales de gran consumo energético.
Incluso ha participado en proyectos industriales de gran escala dentro del mercado español, con plantas de 28 MWh en autoconsumo.
Sin embargo, Heras advirtió que los proyectos de menor escala aún enfrentan limitaciones económicas, ya que el coste de los sistemas de baterías no siempre permite aprovechar economías de escala como ocurre en instalaciones de mayor capacidad, por lo que «será necesario todavía tipo de guiño de la administración o del IDAE subvencionando ese tipo de instalaciones» si se desea un crecimiento más sistémico.
A nivel tecnológico, Heras subrayó que las baterías son infraestructuras complejas que requieren estándares elevados de calidad y control, por lo que advirtió sobre los riesgos de priorizar únicamente la reducción de costes en el desarrollo industrial.
“Una batería realmente es un elemento muy tecnológico. No vale cualquier fábrica reconvertida de la noche a la mañana que no te garantice la calidad o que te va a durar una temporada”, señaló.
En paralelo, el directivo abordó el debate sobre el impulso a la fabricación europea de baterías, donde consideró que la competitividad tecnológica seguirá siendo un factor determinante para el mercado global. “Hoy en día no nos engañemos, el producto más competitivo y más tecnológico viene de China”, afirmó.
De cara al mercado, Heras explicó que cada vez más empresas industriales están adoptando modelos energéticos integrados, combinando generación renovable y baterías para optimizar su consumo energético.
“Tenemos clientes que tienen grandes industrias y a la vez son IPPs, tienen su división de energía. Se hacen sus propios PPAs industriales: tienen su planta fotovoltaica o eólica, meten baterías y aplanan su curva de consumo”, detalló.
Este tipo de esquemas, según el ejecutivo, podrían multiplicarse durante los próximos años, tanto en proyectos de autoconsumo como en plantas híbridas desarrolladas por compañías energéticas e industriales.
Finalmente, Heras destacó que el valor de las baterías dentro del sistema energético depende en gran medida de los sistemas de gestión y control que permiten optimizar su operación.
“Si solamente tienes la batería es un gran pisapapeles. Necesitas un software de control, un Energy Management System”, concluyó.
Argentina empieza a posicionarse como uno de los mercados que despiertan mayor interés para baterías dentro de la región, producto de la licitación «AlmaSADI»que prevé adjudicar 700 MW BESS en los próximos meses.
Danisa Butko, ESS Sales Manager Latam de Gotion, participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina y reveló cómo se prepara la compañía para este tipo de convocatorias.
“Este año podremos lanzar una nueva solución de almacenamiento de 7 MWh que cae perfecto para licitaciones como AlmaSADI. Del mismo modo, estamos desarrollando una solución de 20 MWh que representa un gran ahorro tanto en CAPEX como en espacio del proyecto”, afirmó la ejecutiva.
«Además, tendremos una cadena de O&M en Argentina para dar soporte localmente a los proyectos en el país. También estamos instalando un warehouse en la provincia de Buenos Aires para dar tranquilidad y confiabilidad al cliente», agregó en referencia a la estrategia, considerando que la firma también cuenta con presencia en Chile, Brasil y México, mercados donde el almacenamiento empieza a ganar relevancia dentro de la planificación energética.
Los nuevos desarrollos tecnológicos orientados a incrementar la capacidad energética de los sistemas, una tendencia que ya se observa a nivel global en el mercado BESS, ya que permite optimizar el diseño de los proyectos y reducir costos asociados a la infraestructura.
Mientras la tecnología avanza, el mercado de almacenamiento también enfrenta desafíos vinculados a la evolución de los minerales críticos, especialmente el litio, insumo clave para la fabricación de baterías.
Según explicó Butko, actualmente existen cambios relevantes en la industria que podrían impactar en los precios de los sistemas.
“Este año hay dos cambios importantes para las baterías: la variación del precio del litio y el cambio en el tax refund de China”, advirtió.
El esquema fiscal del país asiático tendrá modificaciones que también influirán en el costo final de los equipos.
“El tax refund pasará del 9% al 6% y luego se eliminará en 2027, lo que provocará un aumento en el precio de las baterías”, sostuvo.
Este escenario obliga a fabricantes y desarrolladores a optimizar el diseño tecnológico y los modelos de negocio para sostener la competitividad de los proyectos.
Mientras que las garantías podrían alcanzar hasta 20 años, mientras que en algunos mercados ya se evalúan contratos que llegan a 25 años de operación, apuntando a garantizar altos niveles de disponibilidad para los proyectos, con servicios que incluyen monitoreo y soporte técnico.
El fabricante tecnológico Chemik Group se propone crecer entre un 25% y un 30% a nivel global durante 2026, impulsado por nuevas soluciones para proyectos fotovoltaicos y una estrategia de expansión internacional en mercados clave. Así lo anunció Héctor Erdociain, CSO & CTO de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.
“El año pasado hemos hecho 6 GW de suministro de producto a nivel mundial, que no es poco. Llevamos 40 GW a nivel global”, afirmó Erdociain al explicar el desempeño reciente de la empresa y aseguró que en España Chemik concentra entre el 80% y el 90% de cuota de mercado.
Sobre esa base de crecimiento, la compañía presentó dos nuevas soluciones tecnológicas orientadas a mejorar la seguridad de los activos y reducir los costos de instalación en proyectos fotovoltaicos, en un contexto donde los desarrolladores buscan maximizar la eficiencia operativa y garantizar la bancabilidad de los proyectos.
La primera de estas soluciones es TCS String, una solución orientada a optimizar las instalaciones de inversores string mediante la industrialización de procesos y la modificación de materiales, con el objetivo de reducir significativamente los costos de implementación.
“A través de industrializar más el proceso de la instalación y cambiando tipos de materiales llegamos a ahorros del 55% o 60% en las instalaciones de inversor string”, afirmó Erdociain.
La segunda innovación presentada en el evento fue Chekarc, una tecnología enfocada en la detección temprana de arcos eléctricos en los strings de los proyectos fotovoltaicos, un fenómeno que puede derivar en fallos operativos o incluso incendios si no se identifica a tiempo.
“Es capaz de detectar el arco del string y abrirlo para que se quede en conato y, además, avisar a operación y mantenimiento para verificar qué ocurre realmente”, explicó Erdociain durante su presentación.
El sistema se adapta a cada proyecto mediante un proceso previo de análisis eléctrico, que permite diferenciar los arcos reales de los ruidos o armónicos generados por los inversores, uno de los principales desafíos técnicos en este tipo de detecciones.
“El arco es algo bastante complejo y lo analizamos para cada proyecto, diferenciando lo que es un arco real de los ruidos que generan los inversores”, señaló el CSO & CTO de Chemik Group.
En esa línea, Erdociain remarcó que el crecimiento de la compañía está estrechamente vinculado a su capacidad de identificar los desafíos operativos de los desarrolladores y ofrecer soluciones tecnológicas que aporten valor en los proyectos.
El ejecutivo explicó que el desempeño alcanzado en los últimos años se apoya principalmente en la fidelización de clientes y el desarrollo de soluciones adaptadas a las necesidades de cada mercado.
“Al final, eso pasa por ofrecer soluciones que fidelicen a los clientes y buscar los problemas que tienen para darles respuesta”, agregó.
En ese contexto, la compañía también avanza con una estrategia de expansión internacional para sostener el ritmo de crecimiento en los próximos años. Uno de los movimientos recientes fue la firma de una alianza con una empresa local en Japón, un mercado con oportunidades en proyectos de repotenciación de plantas solares.
“Hace dos semanas estábamos en Japón firmando un acuerdo de colaboración con una empresa local y ya hemos servido los primeros proyectos con nuestro producto String Plus. El cliente los ha aprobado y ahora vienen 17 proyectos detrás con este producto”, explicó Erdociain.
Además, la compañía también identifica oportunidades de crecimiento en Australia y Estados Unidos, donde está reforzando su presencia mediante alianzas locales y acciones comerciales con actores del sector.
“Hemos puesto un country manager de Chemik en Australia para poder dar seguimiento cercano al proyecto y al mercado. Tenemos 1.5 GW servido allí, pero nos cuesta crecer al ritmo que queremos y creemos que esta estrategia nos va a ayudar a crecer”, explicó Erdociain.
Mientras que en Estados Unidos la compañía estableció una alianza con socio local especializado en cableado de aluminio y cobre para el sector energético.
“Hay que identificar en qué mercados puedes ir solo y en cuáles necesitas ir acompañado para que tus productos lleguen al mercado y permitan crecer”, concluyó el ejecutivo.
A medida que el mercado solar en Colombia continúa acelerando su crecimiento, S-5! está ampliando su presencia en el país al fortalecer el soporte de distribución local y el liderazgo comercial regional.
Colombia se ha consolidado como uno de los mercados solares de más rápido crecimiento en América Latina, con una capacidad fotovoltaica (FV) instalada que supera los 3 GW y proyecciones que indican que podría superar los 10 GW antes de 2030. La expansión del país está impulsada por la transición energética nacional, incentivos regulatorios y una creciente inversión del sector privado.
Fortalecimiento del soporte de distribución local
Para atender mejor a EPCs, desarrolladores e instaladores FV en Colombia, S-5! ha reforzado su canal de distribución a través de CELTEC, un socio estratégico desde 2024 que ahora está estableciendo operaciones locales en Colombia. Con nuevas capacidades logísticas dentro del país y disponibilidad de inventario local, esta expansión mejora los tiempos de entrega y la capacidad de respuesta técnica para las soluciones de fijación solar utilizadas en techos metálicos.
CELTEC, con sede en Panamá, se especializa en la distribución de soluciones solares integrales en Centroamérica, Colombia y el Caribe, incluyendo módulos solares, inversores, estructuras de montaje y sistemas de almacenamiento de energía, consolidándose como un socio estratégico en toda la región.
Darío Torres García, CEO de CELTEC, destacó que la alianza refleja una fuerte alineación entre ambas organizaciones. “Desde el inicio de nuestra relación identificamos una clara alineación en la forma de abordar el mercado: altos estándares técnicos, enfoque en la calidad del producto y un fuerte compromiso con el soporte al cliente. Las soluciones de fijación de S-5! representan un referente en durabilidad, resistencia a filtraciones y certificaciones dentro de la industria. Desde CELTEC estamos comprometidos a acompañar su crecimiento en Colombia y a seguir impulsando su desarrollo en la región.”
Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!, subrayó la importancia estratégica del mercado colombiano: “Colombia es un mercado clave dentro de la transición energética de América Latina, con un fuerte impulso en proyectos y un sólido potencial de crecimiento sostenido. Valoramos enormemente nuestra alianza estratégica con CELTEC. Su experiencia y presencia local fortalecen nuestra capacidad para apoyar a desarrolladores y contratistas a medida que la adopción solar continúa expandiéndose. Al reforzar nuestra red de distribución y presencia comercial en el país, estamos bien posicionados para ofrecer un servicio ágil y soluciones certificadas. Nuestra tecnología de montaje sin rieles ha respaldado más de 9 GW de instalaciones solares en techos metálicos en todo el mundo.”
Nuevo liderazgo comercial regional
Como parte de esta expansión, S-5! ha nombrado a Erika Cristancho como Territory Sales Manager para América Latina. Con sede en Bogotá, Colombia, cuenta con casi 10 años de experiencia en el sector solar, especializándose en mercados utility-scale, gestión estratégica de cuentas y desarrollo de negocios a nivel regional.
Cristancho ocupó previamente cargos comerciales senior en una empresa regional de distribución solar y desarrollo de proyectos, donde lideró estrategias nacionales de ventas, apoyó proyectos FV utility-scale y promovió iniciativas de expansión de mercado.
“En toda América Latina, la demanda de soluciones eficientes para la instalación de energía solar en techos metálicos continúa creciendo”, señaló Fuentes. “Estamos introduciendo el primer y más reconocido sistema de montaje solar sin rieles del mundo en toda América Latina para respaldar esta expansión. Nuestro sistema PVKIT®, sin rieles y de fijación directa, elimina la necesidad de rieles en techos metálicos, reduciendo la cantidad de componentes, las cargas adicionales y mejorando la eficiencia de instalación. Con un equipo regional experimentado y una red de distribución fortalecida, estamos bien posicionados para apoyar a nuestros clientes en toda la región.”
Acerca de S-5!
Fundada por un experto veterano en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y los brackets con garantía de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier elemento a la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad del techo y sus garantías. Fabricadas en EE. UU., las soluciones S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones sobre techo y actualmente están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes. Para más información, visitehttps://es.s-5.com.
LA Asociación Gremial de Generadoras de Chile valoró el inicio del nuevo ciclo gubernamental y señaló que el sector energético enfrenta una etapa que demanda conducción estratégica para resguardar la seguridad y continuidad operativa del sistema eléctrico nacional, en un contexto donde la creciente electrificación del país exige un mercado que se desarrolle de manera sustentable y con estándares de calidad de servicio a la altura de esa transformación.
El director Ejecutivo del gremio, CamiloCharme, sostuvo que «Chile enfrenta un momento determinante en materia energética. Pasamos de una fase de instalación masiva de energías renovables a operar un sistema de alta complejidad técnica, con definiciones regulatorias pendientes —en servicios complementarios, reglas de operación y señales económicas— que son clave para garantizar la seguridad y resiliencia del sistema».
«La energía no es un tema sectorial: es el habilitante para el crecimiento de la minería, los data centers, la desalación y el desarrollo de las regiones, y -por lo mismo- requiere ser abordada con visión de Estado», añadió.
En esa línea, desde la asociación gremial, que agrupa a las principales empresas de generación eléctrica del país, destacaron que el nuevo período abre una oportunidad para articular los objetivos energéticos con la realidad territorial y lograr que los beneficios de una matriz más competitiva se reflejen en tarifas eficientes para el consumidor final.
Asimismo, Generadoras afirmó que la experiencia de la nueva ministra de Energía, XimenaRincón, para conducir una etapa de alta exigencia técnica e institucional. «Confiamos en su capacidad para liderar este proceso y como industria estamos disponibles para aportar con propuestas técnicas concretas al servicio del país», agregó Charme, quien reiteró la disposición del gremio al diálogo con las nuevas autoridades en favor de un sistema eléctrico seguro y eficiente, con el propósito de que el mercado eléctrico se desarrolle de manera sostenible y, a su vez, entregar una mejor calidad y seguridad de servicios a los clientes en su proceso natural de electrificación.
La decisión del gobierno busca gestionar el impacto de la suba del Brent en los precios internos de los combustibles.
El gobierno oficializó a fines de enero la baja de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de los campos convencionales. Lo hizo después de instrumentar un nuevo esquema variable de alícuotas de derechos de exportación con la intención de viabilizar la inversión en yacimientos maduros de la cuenca del Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz), Mendoza y también Neuquén.
Con ese nuevo esquema, a fines de febrero se estableció una retención de 3,36% para el petróleo convencional, tomando en cuenta un precio promedio del crudo de US$ 71,30. Sin embargo, debido a la disparada que experimento la cotización del barril a partir del estallido de la Guerra en Medio Oriente —este viernes el Brent volvió a cotizar por encima de los 100 dólares— el gobierno elevará nuevamente esa retención al 8 por ciento.
Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privadas al tanto de la decisión oficial. «Las retenciones a la exportación a aplicar (al petróleo convencional) dependen del precio internacional del Brent. Mensualmente se determina el precio internacional a considerar para el cálculo como promedio de los últimos cinco días del mes anterior. Y semanalmente en caso que la variación supere el 15% deben redeterminarse. En este caso, el movimiento superó ese valor y será modificado», explicó una fuente al tanto de la variación.
Último precio del crudo tomado como referencia para la fijación de las retenciones al crudo convencional.
La suba de las alícuotas de las retenciones al crudo convencional—para el petróleo que se explota en Vaca Muerta no habrá cambios y la alícuota seguirá en un 8% del precio de exportación— se dará a conocer en las próximas horas y alcanzará a todos los productos incluidos en los decretos 488/2020 y 59/2026, que incluyen tanto al petróleo crudo como a derivados (solventes, naftas vírgenes y combustibles pesados, entre otros).
La decisión del gobierno apunta, a su vez, a gestionar el impacto de la suba del Brent en los precios internos de los combustibles, porque incentiva a los productores locales a venderle a un importe un poco más bajo a las refinerías el crudo pesado que se produce en el país.
Cómo se fijan las retenciones en la actualidad para el crudo convencional
La fórmula polinómica que figura en el decreto 59/2026.
La fórmula que rige actualmente establece que si el precio del barril de crudo Brent se encuentra por debajo de los US$ 65 la retención es 0% y si supera los US$ 80 es de 8%. Para valores intermedios, se utiliza una fórmula polinómica de ajuste que en este caso arrojó una retención de 3,36% tomando como referencia una cotización del crudo de US$ 71,30, que surge del promedio de los últimos cinco días de febrero.
Ese esquema, oficializado a través del decreto 58/2026, representó un alivio fiscal en comparación con el régimen anterior, que fijaba 0% si la cotización del barril perforaba los US$ 45 y saltaba al 8% cuando superaba el techo de US$ 60. El objetivo fue hacer más rentable los yacimientos convencionales que tienen costos de extracción más altos y venían golpeados por el descenso que había registrado la cotización del barril.
El anuncio llegó luego de una serie de acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz.
La guerra en Medio Oriente modificó el escenario de modo brusco
El diseño actual contempla que la carga tributaria escale de forma progresiva a medida que mejora el precio, evitando que un pequeño incremento en la cotización internacional licue la rentabilidad por un salto brusco de impuestos. En el gobierno se lo presentó como una herramienta de sintonía fina para proteger el flujo de caja en pozos de baja productividad.
Sin embargo, lo ocurrido en las últimas semanas modificó el escenario de manera sustancial luego del bombardeo de Estados Unidos e Israel a Irán porque el barril de crudo se ubicó por encima de los US$ 100 con picos de US$ 120. Es decir, las empresas se vieron beneficiadas con una suba del crudo del 40% y continúan pagando una retención que no llega al 4%.
Pampa Energía se incorporó como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), la institución educativa que formará a técnicos que requiere el desarrollo del shale en Argentina.
Durante la firma estuvieron presentes el CEO de Pampa Gustavo Mariani, el presidente y CEO de YPF Horacio Marín, y presidente del IVM, Lisandro Deleonardis.
La inauguración del IVM está prevista para el 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén. La nueva institución brindará:
Formación basada en la práctica real, con foco en la seguridad operativa y la excelencia técnica como pilares fundamentales.
Pozo escuela donde los estudiantes pueden realizar maniobras críticas y prácticas reales en un entorno controlado.
Simuladores educativos y operativos, laboratorios técnicos y equipamiento de última generación.
Participación activa de especialistas de la industria en el diseño y dictado de los contenidos.
En la primera apertura de inscripciones, el instituto tuvo un récord de 13.000 inscriptos. Se proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, abarcando áreas como perforación, fractura, producción, mantenimiento y tratamiento de crudo y gas.
El IVM tiene su sede en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipado con tecnología e infraestructura moderna además de conectividad. Allí se desarrollan las clases teóricas y prácticas, con acceso a simuladores de perforación, fractura, wireline, tableros de control de procesos con PLC, laboratorios de automatización, química aplicada, mantenimiento electromecánico y más. Además, contara con un Pozo escuela ubicado en Río Neuquén, donde los estudiantes realizan maniobras críticas y prácticas en condiciones reales de operación.
Las empresas operadoras que ya son socias del IVM son YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron, Pluspetrol, Shell Argentina y CGC; y las de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB, Huinoil PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM.
“La incorporación de Pampa Energía al Instituto Vaca Muerta confirma que estamos construyendo, entre todas las empresas de la industria, el proyecto educativo más importante para el futuro energético del país. Asegurando una formación alineada con las necesidades reales de la operación no convencional y aportando al desarrollo a Vaca Muerta”, afirmó Horacio Marín.
Gustavo Mariani, en tanto, sostuvo que “para consolidar el crecimiento de Vaca Muerta es imprescindible fortalecer las instancias de formación técnica y profesional. Sumarnos al Instituto es una manera concreta de aportar al desarrollo del talento técnico que el sector necesita para seguir creciendo”.
La Secretaría de Energía de la Nación instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) a llevar adelante la “reasignación integral” de las capacidades del sistema de transporte de gas natural, con el objetivo de adecuarlo a la nueva matriz de abastecimiento del país, que tiene a Vaca Muerta (Cuenca Neuquina) como principal foco de producción.
Mediante la Resolución 66/2026, se describe que el sistema vigente fue revisado debido a que fue diseñado cuando las Cuencas Norte (Noroeste) y Austral concentraban gran parte de la oferta de gas natural.
“La declinación estructural de esas cuencas dejó contratos y rutas firmes asociados a volúmenes que hoy no existen”, señaló Energía, y agregó que “como consecuencia, había capacidad contratada que no podía utilizarse, rutas técnicamente inservibles, mayores costos para industrias del Litoral y de la región Centro, y distorsiones en la asignación de transporte que encarecían el abastecimiento y afectaban la eficiencia del sistema”.
La medida dispone que Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) suspendan los contratos de transporte firme vinculados al esquema anterior para optimizar el uso de la capacidad existente, especialmente en el Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK).
Asimismo, el ENARGAS convocará a una consulta pública como parte del proceso de adecuación regulatoria y aprobación de los nuevos cuadros tarifarios, señala la Resolución.
La producción actual se concentra en la Cuenca Neuquina, impulsada por Vaca Muerta, y el transporte debe alinearse con esa realidad, remarcó la S.E.
“La reorganización (del sistema de transporte) ajusta los contratos para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, asegurando un reparto equitativo para que las distribuidoras cubran primero su demanda prioritaria y luego el resto de la demanda ininterrumpible”, se indicó.
Entonces, “cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos de los cargadores directos con las transportistas”.
Energía sostiene que “el resultado será un sistema más eficiente y transparente: se eliminarán rutas que no pueden utilizarse, se corregirán distorsiones que perjudicaban a la industria, se reducirán prácticas arbitrarias de reventa de transporte y se dejará atrás un esquema sostenido por parches, avanzando hacia una solución estructural y definitiva del transporte de gas en la Argentina”.
El fundador y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio, afirmó que el actual contexto internacional de precios más altos del petróleo podría acelerar el desarrollo de la industria shale en la Argentina y reforzar el rol del país como proveedor global de energía.
“El rally del petróleo puede impulsar la industria shale de Argentina”, señaló Galuccio en una entrevista con Matt Miller y Dani Burger en el programa Open Interest de Bloomberg TV. El directivo se refirió a la escalada del precio internacional desde el conflicto militar en Medio Oriente, que hoy mantenía el valor por encima de los US$100 el barril.
Según explicó, los precios más altos derivados de la guerra en Irán podrían impulsar la inversión de capital en el sector de shale de Argentina, en un momento en el que la producción ya se encuentra en aceleración, y en octubre pasado sobrepasó su récord histórico de 860.000 barriles, luego de 27 años.
En esa charla, el ejecutivo destacó el potencial que tiene el país para ganar relevancia en el mapa energético global. “Si este año podemos llegar al millón de barriles, vamos a ingresar al top 20 de productores de petróleo mundial. Y eso sería transformacional para la Argentina”, afirmó.
Seguridad energética global
Galuccio también consideró que el actual escenario geopolítico volvió a poner en el centro del debate la seguridad energética. “Lo más importante es cómo recuperamos la seguridad energética. ¿De dónde va a venir el resto del petróleo que el mundo necesita? Y creo que Argentina tiene un rol que jugar como un nuevo actor a escala global”, sostuvo.
Al ser consultado sobre los planes de inversión de Vista en este contexto, el ejecutivo señaló que “aún es temprano para definir si la compañía actualizará su guía de inversiones para el año, actualmente estimada entre 1.500 y 1.600 millones de dólares”.
“Tenemos mucha elasticidad: perforamos un pad de cuatro pozos en cuatro meses”, explicó. “Si hoy apretamos el botón porque contamos con más capex gracias a un precio del petróleo más alto, en cuatro meses estaremos entregando más petróleo al mundo”.
Por último, Galuccio destacó la calidad del recurso de Vaca Muerta, aunque remarcó que el desafío hacia adelante será escalar el desarrollo. “Hemos sido bendecidos por la roca. Pero para acelerar el desarrollo necesitamos más capital, más empresas de servicios petroleros, más proveedores de insumos y más competencia”, concluyó.
El gobierno de Lula da Silva adoptó esta semana una serie de medidas de corte impositivo para morigerar el impacto del fuerte alza en el precio internacional del petróleo crudo sobre los precios del gasoil en Brasil, un combustible que mayormente importa para su abastecimiento interno.
Lula firmó el jueves un decreto presidencial suspendiendo la aplicación de los impuestos PIS y Cofins sobre la importación y venta de gasoil (diesel). También firmó una medida provisoria para subsidiar el gasoil para los productores e importadores del combustible. Las medidas son de carácter temporal hasta el 31 de diciembre de este año.
El Ministerio de Hacienda evaluó que estas medidas tendrán un costo fiscal en el caso de la suspensión de impuestos de 20.000 millones de reales y en el caso del subsidio a los productores de gasoil de 10.000 millones. En dólares representan un costo fiscal total de US$ 5671 millones.
La baja impositiva redondeará en un beneficio final para los consumidores de 0,64 reales (US$ 0,12) por litro de gasoil.
Brasil: Lula aumentó las retenciones a las exportaciones de petróleo
Para compensar el costo fiscal, el gobierno dispuso un aumento temporal en las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo. La alícuota en la retención pasó al 12% para las exportaciones de petróleo crudo o minerales bituminosos. También se fijó una alícuota del 50% sobre las exportaciones de gasoil.
“Los productores que obtengan beneficios extraordinarios contribuirán con un impuesto temporal a la exportación. Se trata de medidas temporales relacionadas con el estado de guerra que estamos viviendo, sin una solución previsible a muy corto plazo”, declaró el ministro de Hacienda, Fernando Haddad.
Es probable que la medida termine siendo judicializada por las petroleras. El Estado brasileño aplicó una suba de retenciones temporal en 2022 en respuesta a la suba de los precios del crudo y gasoil en el mundo por el estallido de la guerra de Rusia contra Ucrania.
Petroleras en Brasil demandaron al Estado brasileño y obtuvieron un fallo favorable en 2025 que ordena restituir los impuestos cobrados.
Control y fiscalización
Para evitar comportamientos especulativos, el gobierno definió parámetros objetivos para que la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) y los organismos de protección al consumidor puedan controlar con mayor eficacia que la baja de precios se traslade al consumidor.
El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, vinculó esa mayor necesidad de control y fiscalización en los precios con la política del gobierno del ex presidente Jair Bolsonaro de privatización de refinerías y de BR Distribuidora, una empresa que controla miles de estaciones de servicio.
“Lamentablemente, el modelo criminal de venta de nuestros activos nacionales del gobierno anterior nos llevó a reducir la producción de productos refinados en Brasil: gasolina, diésel y gas natural. Por lo tanto, fue un crimen contra Brasil y los brasileños deshacerse de BR Distribuidora”, comentó el Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) a llevar adelante la reasignación integral de las capacidades del sistema de transporte de gas natural, con el objetivo de adecuarlo a la nueva matriz de abastecimiento del país.
Mediante la Resolución 66/2026, el sistema vigente fue revisado debido a que había sido diseñado cuando las cuencas Norte y Austral concentraban gran parte de la oferta. La declinación estructural de esas cuencas dejó contratos y rutas firmes asociados a volúmenes que hoy no existen. Como consecuencia, había capacidad contratada que no podía utilizarse, rutas técnicamente inservibles, mayores costos para industrias del Litoral y la región Centro, y distorsiones en la asignación de transporte que encarecían el abastecimiento y afectaban la eficiencia del sistema.
“La producción actual se concentra en la Cuenca Neuquina, impulsada por Vaca Muerta, y el transporte debe alinearse con esa realidad. La reorganización ajusta los contratos para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, asegurando un reparto equitativo para que las distribuidoras cubran primero su demanda prioritaria y luego el resto de la demanda ininterrumpible”, afirmaron.
Cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos de los cargadores directos con las transportistas.
La medida también dispone que Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) suspendan los contratos de transporte firme vinculados al esquema anterior para optimizar el uso de la capacidad existente, especialmente en el Gasoducto Perito Moreno. Asimismo, el ENARGAS convocará a una consulta pública como parte del proceso de adecuación regulatoria y aprobación de los nuevos cuadros tarifarios.
El resultado será un sistema más eficiente y transparente: se eliminarán rutas que no pueden utilizarse, se corregirán distorsiones que perjudicaban a la industria, se reducirán prácticas arbitrarias de reventa de transporte y se dejará atrás un esquema sostenido por parches, avanzando hacia una solución estructural y definitiva del transporte de gas en la Argentina.
Con esta decisión, el Gobierno Nacional elimina distorsiones heredadas, ordena el sistema de transporte y lo adapta a la nueva geografía productiva del gas argentino.
En pleno desarrollo de la guerra en Medio Oriente, con ataques a barcos petroleros y el recalientamiento de una zona clave para el mercado energético, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) calificó a la actual coyuntura como la mayor interrupción del suministro de petróleo de la historia moderna.
En su último informe mensual de mercado, la institución señaló que el conflicto bélico iniciado el pasado 28 de febrero con los ataques aéreos de Estados Unidos e Israel contra Irán ha generado un colapso logístico y productivo sin precedentes.
Esto provocó, entre otras cosas, el cierre del estrecho de Ormuz, por donde pasa el 20% del petróleo y el gas natural licuado del mundo, lo que ocasionó una reducción en el suministro mundial de 8 millones de barriles diarios en lo que va de marzo.
Crisis petrolera: los países del Golfo frenan la producción
En paralelo, los países del Golfo Pérsico ya recortaron su producción total en al menos 10 millones de barrilesdiarios, un volumen que representa casi el 10% de la demanda mundial de crudo.
La AIE advirtió que, incluso si el conflicto cesara de inmediato, la normalización de la industria no será instantánea. El organismo explicó que el cierre de los procesos de exploración y producción posee una inercia técnica compleja. En muchos casos, los yacimientos tardarán semanas o meses en volver a los niveles operativos anteriores a la crisis, dependiendo de la disponibilidad de equipos, recursos y el retorno de los trabajadores especializados a la región.
Sin una rápida reanudación de los flujos de transporte marítimo, la agencia estima que las pérdidas de suministro están destinadas a aumentar, profundizando el desequilibrio entre la oferta y la demanda global. Esta situación mantiene en vilo a las economías occidentales, que dependen críticamente de esta vía para su abastecimiento energético.
En las últimas horas dos buques petroleros extranjeros fueron atacados en las aguas territoriales de Irak. En redes sociales se viralizaron varias imágenes de las embarcaciones prendidas fuego en medio del Golfo. Esto ocurre en medio del bloqueo de Irán al estrecho de Ormuz, tras el aviso de que no dejarán pasar “ni un litro de petróleo” .
El Gobierno iraquí calificó el bombardeo como “una violación de su soberanía” y confirmó que el ataque ocurrió cerca de terminales petroleras estratégicas del país.
El jefe de la Célula de Seguridad de Irak, teniente general Saad Maan, informó en declaraciones al medio estatal Al Iraqiya que un miembro de la tripulación murió durante el ataque y 37 personas fueron rescatadas, mientras continúan las operaciones para localizar a los desaparecidos.
| Dos petroleros frente a las costas de Irak estallaron en llamas tras ser alcanzados por proyectiles, con informes indicando que al menos una persona murió. pic.twitter.com/xNgSQeu6CJ
Por su parte, el director de la Compañía General de Puertos de Irak (GCPI), Farhan al Fartousi, señaló que los dos buques fueron alcanzados durante el incidente y precisó que uno de ellos navegaba bajo bandera de Malta.
Tras el ataque, las autoridades decidieron suspender completamente las operaciones en todas las terminales petroleras iraquíes, aunque los puertos comerciales continúan funcionando con normalidad.
De acuerdo con la televisión estatal, uno de los petroleros dañados transportaba combustibles suministrados por la Organización Estatal de Comercialización de Petróleo (SOMO) y realizaba una operación de transferencia entre barcos (STS) cuando se produjo el impacto.
Las imágenes difundidas por medios locales mostraron grandes bolas de fuego y densas columnas de humo que se elevaban desde una de las embarcaciones en el Golfo.
Por el momento, no se confirmó el tipo de ataque. Las autoridades investigan si se trató de drones o de embarcaciones cargadas con explosivos, una táctica utilizada en el pasado para atacar el tráfico marítimo en el Golfo y el estrecho de Ormuz.
El Gobierno de la provincia de Buenos Aires dio el último paso administrativo para poner en funcionamiento cinco parques solares que aportarán energía renovable al sistema en puntos críticos del interior. Lo hizo a través de la firma de convenios de operación y mantenimiento con entidades eléctricas que prestan servicio en Azul, Alberti, Punta Indio, San Cayetano y Coronel Rosales.
Si bien los cinco parques ya están en obra desde el año pasado con inversión de la administración provincial, ahora se puso en manos de las prestadoras locales, algunas de ellas cooperativas, la preservación de los mismos.
El subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, firmó los convenios para los parques solares instalados en esas cinco ciudades en un acto que contó con la presencia de sus intendentes, de las cooperativas eléctricas y de Ricardo Lospinnato, el coordinador ejecutivo del Programa de Incentivo a la Generación Distribuida (Proinged).
Estas cinco nuevas intervenciones se suman a los 26 que ya se encuentran operativos en el territorio bonaerense y que, junto al sistema de generación renovable de la Isla Martín García, alcanzan un total de 11.5 MW de potencia instalada. Ahora, se sumarán 4 megavatios más, producto de los cinco parques que tendrán una inversión final de 2,5 millones de dólares.
La concreción de estos parques brindará una solución a problemas estructurales de restricciones del servicio eléctrico local, y lo hará con energía limpia, alcanzando una generación estimada de 4 megavatios al año, lo que equivale al abastecimiento de 1.300 hogares.
Las obras están en las localidades de Pehuen Có (Coronel Rosales), San Cayetano, 16 de Julio (Azul), Pipinas (Punta Indio) y Alberti. En el caso de los parques de Pehuen Có y San Cayetano, se incorporará, además, un sistema de almacenamiento en baterías de litio, que permitirá cargar de energía y atender las demandas fuera del horario solar.
“Se trata de una inversión muy importante que marca un antes y un después para nuestra villa balnearia y para todo Coronel Rosales, porque nos permite avanzar hacia una matriz energética más moderna, eficiente y sustentable”, dijo el intendente local, Rodrigo Aristimuño.
Bahía Blanca se encamina a ser uno de los puntos clave de la mayor inversión en procesamiento de líquidos de gas natural anunciada en la historia energética argentina. La empresa Transportadora de Gas del Sur (TGS) presentó un proyecto de 3.000 millones de dólares que conectará la cuenca de Vaca Muerta con el polo petroquímico bahiense mediante nueva infraestructura para transporte, procesamiento y exportación de hidrocarburos.
El anuncio se realizó durante la Argentina Week en Nueva York y contempla la construcción de un poliducto de 573 kilómetros que unirá la planta de Tratayén con Bahía Blanca, permitiendo transportar líquidos derivados del gas natural hasta instalaciones de fraccionamiento y almacenamiento.
Según replicó La Nueva, el proyecto prevé en la ciudad una nueva planta de fraccionamiento con capacidad de 2,7 millones de toneladas anuales, además de una terminal marítima especializada en Puerto Galván con tanques para distintos tipos de líquidos (C3, C4 y C5+) destinados principalmente a la exportación.
El intendente Federico Susbielles destacó el impacto del anuncio y afirmó: “Esta inversión es la consolidación de Bahía Blanca como el lugar natural de salida de Vaca Muerta, donde más se puede agregar valor y más tiempo se puede ahorrar para salir rápidamente al mercado, que es lo que sin lugar a duda Argentina necesita”, cita el sitio La Brújula 24.
Según los detalles técnicos del desarrollo, la planta de fraccionamiento tendrá una capacidad estimada de 90.000 barriles diarios, mientras que las instalaciones portuarias incluirán tanques de propano de 100.000 metros cúbicos y de butano de 70.000 metros cúbicos, junto con brazos de carga para producto refrigerado. Este proyecto prevé movilizar aproximadamente 3.000.000 de toneladas anuales, lo que representa más del 15% del movimiento de cargas registrado anualmente en el área de Ingeniero White–Puerto Galván.
La inversión se ejecutará durante 45 meses e incluirá obras en las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, generando 4.000 nuevos puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos. Durante el anuncio participó el ministro de Economía, Luis Caputo, quien destacó la importancia del proyecto para el desarrollo económico del país: “Este es el tipo de inversiones que necesitamos, es lo que va a sacar a la Argentina adelante”.
El plan también cuenta con el respaldo de los accionistas de TGS, entre ellos Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, quien subrayó que se trata del mayor desarrollo de procesamiento de líquidos realizado en más de 25 años en el país. Según estimaciones de la compañía, el complejo permitirá generar exportaciones superiores a US$ 2.000 millones anuales, reforzando el rol de Argentina como proveedor energético regional.
YPF dio un paso decisivo para asegurar el financiamiento del proyecto Argentina LNG, la mayor apuesta energética del país en medio siglo. La compañía negocia con Banco Santander un crédito por 8.000 millones de dólares, un monto que cubriría casi la mitad de la inversión necesaria para alcanzar la decisión final de inversión (FID) antes de fin de año.
El movimiento confirma que el megaproyecto de licuefacción de gas de Vaca Muerta ya ingresó en la agenda de los grandes bancos globales.
El financiamiento forma parte de un paquete total estimado en 17.000 millones de dólares. JP Morgan actúa como asesor financiero y ya contactó a más de 200 bancos internacionales, de los cuales 90 manifestaron interés en participar. La escala del proyecto, su horizonte exportador y la presencia de socios globales como ENI y ADNOC despertaron la atención de fondos soberanos, bancos multilaterales y entidades especializadas en infraestructura energética.
YPF también mantiene conversaciones con Saudi Aramco, que evalúa incorporarse como socio estratégico.
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Para Santander, el acuerdo representa una oportunidad para consolidarse como el principal financiador de infraestructura energética en América Latina. El banco ya lideró el project finance del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, por 2.000 millones de dólares, la operación más grande de la historia argentina en ese formato.
Su participación en Argentina LNG reforzaría su posición en un sector que demanda financiamiento de largo plazo, ingeniería financiera compleja y capacidad de estructurar operaciones multimoneda.
El proyecto Argentina LNG es clave para transformar el perfil energético del país. Permitirá exportar gas de Vaca Muerta a mercados de Asia y Europa, diversificar ingresos y generar un flujo estable de divisas.
La infraestructura prevista incluye una planta de licuefacción de gran escala, ampliaciones de gasoductos y obras complementarias para garantizar la evacuación del gas. La magnitud del proyecto exige un marco regulatorio estable, contratos de largo plazo y una coordinación estrecha entre empresas, bancos y organismos del Estado.
El avance en el financiamiento muestra que Argentina puede atraer capital global cuando combina recursos de clase mundial, socios internacionales y una estrategia clara de inserción en mercados energéticos.
Si el país logra sostener previsibilidad y acelerar la ejecución de infraestructura, Argentina LNG puede convertirse en un proyecto transformador, capaz de posicionar a Vaca Muerta como un proveedor estructural de gas para un mundo que busca seguridad energética y diversificación
La Argentina Week en Nueva York dejó una señal contundente para el mercado energético internacional: Vaca Muerta volvió al radar de los grandes fondos y de las petroleras globales. La combinación de productividad, costos competitivos y potencial exportador generó un clima de optimismo que no se veía desde antes de la pandemia.
Las reuniones entre empresas, bancos y fondos mostraron un interés concreto por financiar proyectos de shale, infraestructura y exportación.
Los inversores destacaron la madurez operativa alcanzada por la cuenca. La curva de aprendizaje redujo costos, mejoró la eficiencia en perforación y consolidó un modelo industrial capaz de competir con cuencas de Estados Unidos. Este salto técnico, sumado a la necesidad global de diversificar proveedores, posicionó a Vaca Muerta como un activo estratégico para fondos de Estados Unidos, Europa y Medio Oriente.
Entre los actores que participaron de las reuniones hubo supermajors como Chevron, ExxonMobil y Shell; compañías ya instaladas como YPF, Vista y Pampa Energía; y fondos como BlackRock, JP Morgan, Goldman Sachs, Mubadala y QIA.
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El foco estuvo puesto en proyectos de mediano y largo plazo: ampliaciones de oleoductos, nuevas plantas de tratamiento, infraestructura de evacuación y, especialmente, iniciativas vinculadas al gas natural licuado. La posibilidad de que Argentina se convierta en un exportador estable de LNG volvió a ser parte de la agenda.
Los fondos también analizaron oportunidades en infraestructura crítica. Empresas como TC Energy, Enbridge y Golar LNG evaluaron proyectos de transporte, almacenamiento y licuefacción. La presencia de Petronas y Sinopec mostró que Asia sigue mirando a Vaca Muerta como un proveedor confiable en un contexto global marcado por tensiones geopolíticas y competencia por recursos.
La euforia que dejó la Argentina Week no es solo un fenómeno de mercado. Es la confirmación de que el país tiene un activo energético capaz de atraer capital global si ofrece previsibilidad, reglas claras y velocidad en la ejecución de infraestructura. La ventana de oportunidad está abierta y el interés internacional es real.
Si Argentina logra consolidar un marco estable, Vaca Muerta puede convertirse en uno de los motores de inversión más importantes de la región y en un proveedor estratégico para un mundo que busca seguridad energética y diversificación
Miguel Galuccio, CEO y fundador de Vista, recibió el premio “Empresario Argentino del Año” durante Argentina Week, el evento que AmCham organiza en Nueva York para promover inversiones y fortalecer el vínculo entre empresas de ambos países.
El reconocimiento destacó su rol en la expansión del shale oil en Vaca Muerta y la consolidación de Vista como la segunda productora de petróleo del país.
El jurado valoró la capacidad de Galuccio para atraer capital internacional, ejecutar planes de crecimiento sostenido y profesionalizar la operación energética en un contexto global volátil. Vista logró aumentar su producción, mejorar eficiencia y posicionarse como una de las compañías con mejor desempeño operativo del sector.
La empresa también avanzó en proyectos de descarbonización y en la adopción de estándares internacionales de gobernanza.
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Argentina Week reunió a ejecutivos, fondos de inversión y funcionarios de Estados Unidos y Argentina. La energía fue uno de los ejes centrales del encuentro, con foco en el potencial exportador de Vaca Muerta y en la necesidad de reglas estables para escalar inversiones.
Galuccio remarcó que la competitividad del shale argentino depende de infraestructura, financiamiento y un marco regulatorio previsible.
El reconocimiento a Galuccio refleja el interés global por el desarrollo energético argentino y la importancia de contar con empresas capaces de ejecutar proyectos de escala internacional.
La consolidación de líderes corporativos con trayectoria técnica y visión estratégica fortalece la credibilidad del sector y abre oportunidades para atraer capital en un momento clave para la transición energética y el crecimiento del país.
Aunque la energía dominó la agenda pública de la Argentina Week en Nueva York, la minería tuvo un capítulo clave en las reuniones privadas entre fondos, bancos y compañías globales. Los minerales críticos —litio y cobre— se consolidaron como activos estratégicos para la transición energética, y Argentina apareció como uno de los países con mayor potencial de crecimiento en la próxima década.
A diferencia de otros sectores, la minería argentina busca consolidar a los actores que ya operan en el país, pero también atraer nuevos jugadores globales capaces de aportar capital, tecnología y velocidad de ejecución.
En litio, participaron compañías con operaciones activas o en expansión —Arcadium Lithium (Livent–Allkem), Ganfeng, POSCO, Lithium Americas y Tibet Summit— que evalúan nuevas etapas de inversión en proyectos como Sal de Vida, Cauchari–Olaroz, Sal de Oro y Pozuelos–Pastos Grandes.
En cobre, el interés se concentró en proyectos avanzados como Josemaría, Los Azules, Taca Taca y MARA, impulsados por empresas presentes en la región como Lundin Mining, First Quantum, Glencore y Rio Tinto.
La presencia de estos actores confirma que la Argentina Week funcionó como un espacio para profundizar compromisos existentes, pero también para abrir la puerta a nuevos inversores institucionales y fondos soberanos.
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Los bancos globales —JP Morgan, Santander, Bank of America— y fondos de Medio Oriente analizaron la viabilidad financiera de los grandes proyectos de cobre y litio, que requieren inversiones de largo plazo y marcos fiscales estables. Las conversaciones giraron en torno a tres condiciones centrales: estabilidad fiscal a 30 años, reglas claras para exportaciones y retenciones, y un marco ambiental alineado con estándares internacionales.
La infraestructura logística —energía, rutas, ferrocarril y puertos— también fue un punto crítico en las reuniones, especialmente para proyectos de cobre que dependen de corredores bioceánicos.
La Argentina Week dejó una señal clara: la minería argentina está activamente buscando nuevos jugadores globales, al mismo tiempo que consolida a los que ya están. Las empresas presentes en Nueva York representan el núcleo del mercado mundial de minerales críticos y ven en Argentina una oportunidad concreta para escalar producción en un contexto de demanda creciente por baterías, electromovilidad y energías renovables.
Si el país logra ofrecer previsibilidad y acelerar permisos, puede transformar su cartera de proyectos en inversiones efectivas y consolidarse como un proveedor estratégico en la cadena global de minerales críticos.
Los países integrantes de la Agencia Internacional de Energía (AIE) acordaron liberar una cantidad récord de reservas estratégicas para estabilizar el mercado global ante el impacto que generó el cierre del Estrecho de Ormuz, uno de los principales corredores energéticos del planeta. Se trata de lanzar al mercado 400 millones de barriles.
El anuncio fue realizado por el director ejecutivo del organismo, Fatih Birol, quien explicó que la medida fue aprobada por unanimidad entre los países miembros. Corresponden a reservas de petróleo de emergencia para compensar la interrupción del suministro provocada por el conflicto en Medio Oriente.
El cierre del estrecho, clave para el transporte del crudo producido en la región, generó una fuerte tensión en los mercados energéticos internacionales y disparó la preocupación por el abastecimiento global.
En medio de ese escenario, el martes los precios del petróleo registraron una fuerte caída luego de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, afirmara que el enfrentamiento con Irán podría terminar “muy pronto”. Aun así, las cotizaciones continúan con alta volatilidad y se mantienen por encima de los niveles previos al inicio de la guerra.
En paralelo, la petrolera estatal saudí Saudi Aramco advirtió que la situación podría tener “consecuencias catastróficas” para los mercados energéticos si no se restablece el flujo normal de buques a través del estrecho.
En este contexto, el Grupo de los Siete (G7), que reúne a las principales economías industrializadas, también expresó su disposición a intervenir en los mercados energéticos mediante la liberación de reservas estratégicas si la situación lo requiere.
“Las reservas estratégicas serían útiles si la guerra se mide en semanas, lo que sigue siendo nuestro escenario base. Pero si se trata de una guerra prolongada que dure meses, las reservas estratégicas por sí solas no serían suficientes”, señaló Mohit Kumar, analista del banco de inversión estadounidense Jefferies.
La aceleración de los planes de inversión en Vaca Muerta abrió una paradoja que ya se siente en Neuquén y Río Negro: mientras las operadoras y empresas de servicios anuncian proyectos de escala global, la oferta de personal calificado no alcanza para sostener el ritmo de crecimiento.
El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) proyecta que, hacia 2030, la industria necesitará entre 30.000 y 43.000 trabajadores directos adicionales solo para perforación, completación y operaciones. El déficit de talento se convirtió en uno de los principales cuellos de botella del shale argentino.
En este contexto, miles de personas buscan ingresar al sector, pero la mayoría queda fuera de los procesos de selección por errores metodológicos básicos. El envío de CV genéricos, sin oficio definido ni certificaciones técnicas, es uno de los filtros automáticos más frecuentes.
Las compañías no buscan “gente para petróleo”; buscan perfiles operativos concretos, con habilidades prácticas, cultura de seguridad y disponibilidad real para trabajar por diagrama en entornos exigentes.
Los reclutadores coinciden en que el primer paso para ser empleable es construir una identidad laboral operativa. Un CV efectivo debe comenzar con un perfil claro —“Operario industrial”, “Técnico electromecánico”, “Ayudante de perforación”— y detallar tareas concretas, incluso si provienen de otras industrias. La clave es demostrar transferencia industrial: mantenimiento preventivo, operación de equipos, reducción de paradas, trabajo bajo normas de seguridad.
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Las competencias técnicas deben ocupar un lugar central, junto con certificaciones como Trabajo en Altura, Espacios Confinados, Manejo Defensivo, HSE, soldadura API/ASME u operación de maquinaria pesada.
La industria también demanda adaptabilidad. El régimen laboral petrolero —turnos rotativos, trabajo en campo, jornadas prolongadas, clima extremo— es un filtro invisible que muchos candidatos desconocen. Las empresas valoran la disponibilidad explícita para diagramas, reubicación y trabajo nocturno.
En paralelo, LinkedIn se volvió una herramienta crítica: los reclutadores utilizan filtros por palabras clave como “Seguridad Industrial”, “Operación de Equipos”, “Normas HSE” o “Trabajo por Diagrama”, por lo que optimizar el perfil digital es parte del proceso de inserción.
El crecimiento del gas natural licuado (GNL) agrega una dimensión nueva. La transición de Vaca Muerta hacia un ecosistema industrial completo —con plantas de proceso, ductos de alta presión, terminales marítimas y logística exportadora— multiplicará la demanda de técnicos especializados.
Los perfiles emergentes incluyen operadores de plantas de tratamiento, soldadores de alta presión, instrumentistas, técnicos eléctricos de potencia, especialistas HSE con estándares internacionales y profesionales de logística energética orientada a la cadena LNG.
El desafío es claro: Vaca Muerta tiene empleo asegurado, pero no tiene suficientes personas preparadas. La ventana de oportunidad es histórica para quienes decidan profesionalizarse en oficios industriales.
Si Argentina logra cerrar el gap de talento, podrá sostener la expansión del shale, ejecutar los proyectos de infraestructura y consolidarse como proveedor energético global. El futuro laboral del país está íntimamente ligado a su capacidad de formar técnicos expertos para la nueva era industrial que ya comenzó.
La minería argentina atraviesa una etapa de expansión acelerada y enfrenta un desafío estructural: necesita más talento técnico y gerencial del que hoy existe en el país. En ese contexto, se lanzó un programa internacional de becas orientado a formar a la próxima generación de líderes del sector, con foco en litio, cobre y minerales críticos para la transición energética.
El programa apunta a profesionales jóvenes, técnicos avanzados y perfiles con potencial de liderazgo que puedan ocupar posiciones clave en proyectos de gran escala. La formación incluye módulos en gestión minera moderna, estándares ESG, relacionamiento comunitario, gobernanza, operaciones, tecnología y sostenibilidad.
La participación de Canadá —uno de los países con mayor reputación global en minería responsable— aporta estándares internacionales y acceso a instituciones educativas de referencia.
La demanda de talento en Argentina es creciente. Los proyectos de litio en Catamarca, Salta y Jujuy requieren cuadros técnicos capaces de operar plantas de proceso, gestionar estándares ambientales y liderar equipos en entornos de alta complejidad. En cobre, los desarrollos de Josemaría, Los Azules, Taca Taca y MARA necesitan profesionales con formación en ingeniería, planificación, logística y gestión de grandes proyectos.
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La brecha entre la oferta de talento y las necesidades reales del sector se amplía a medida que avanzan los planes de inversión.
Para quienes quieran postularse, la información oficial se canaliza por tres vías: CAEM, que publica las convocatorias y requisitos; la Embajada de Canadá, que difunde los programas de formación y becas vinculadas al sector; y el IICA, que participa en los módulos de gobernanza y sostenibilidad.
Las universidades asociadas replican las convocatorias en sus plataformas, pero la inscripción siempre se inicia en los canales institucionales de CAEM y Canadá. Allí se detallan fechas, formularios, criterios de selección y modalidades de cursada.
El programa de becas busca cerrar el déficit de talento mediante capacitación intensiva y acceso a redes internacionales. La iniciativa también apunta a fortalecer la gobernanza del sector, incorporando buenas prácticas de transparencia, diálogo social y sostenibilidad.
Para las empresas, contar con profesionales formados bajo estándares globales es un requisito para acceder a financiamiento internacional y cumplir con las exigencias de los mercados de minerales críticos.
La minería argentina está en un punto de inflexión. La combinación de proyectos de litio en expansión, desarrollos de cobre de escala mundial y la creciente demanda global por minerales estratégicos exige una nueva generación de líderes técnicos y gerenciales.
El lanzamiento de este programa de becas es una señal de que el país comienza a preparar el capital humano necesario para sostener su crecimiento y posicionarse como un actor relevante en la cadena global de la transición energética.
India enfrenta una de las tensiones energéticas más fuertes de los últimos años. Sus reservas de gas licuado de petróleo cayeron a niveles críticos y el país dispone de apenas diez días de stock para abastecer a hogares, industrias y al sector gastronómico, que depende casi por completo del GLP para cocinar.
La situación obligó al gobierno indio a activar compras de emergencia y pagar primas récord en un mercado global condicionado por la volatilidad geopolítica y la competencia por cargamentos disponibles.
En ese escenario, Argentina emergió como un proveedor inesperado pero decisivo. Dos buques de GLP ya fueron despachados y un tercero, el MGC Astor, zarpó desde Bahía Blanca rumbo al puerto de Haldia. La operación se concretó en un contexto de precios excepcionalmente altos: India aceptó pagar entre 350 y 400 dólares por tonelada por encima del valor de referencia para asegurar suministro inmediato.
La logística argentina, con plantas de TGS y MEGA operando a plena capacidad, permitió responder con rapidez a una demanda que otros proveedores tradicionales no pudieron cubrir.
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La crisis india se explica por una combinación de factores: tensiones en Medio Oriente que afectan rutas marítimas, menor disponibilidad de cargamentos spot en Asia y un aumento estacional del consumo doméstico. Para Nueva Delhi, la prioridad es sostener el abastecimiento de GLP en un país donde más de 300 millones de personas dependen del cilindro para cocinar.
La presión política interna aceleró las compras y abrió una ventana para nuevos proveedores.
Para Argentina, la oportunidad es doble. Por un lado, mejora el ingreso de divisas en un momento de precios internacionales altos. Por otro, posiciona al país como un actor confiable en un mercado asiático que demanda flexibilidad, cumplimiento y capacidad de respuesta.
La infraestructura de Bahía Blanca, sumada a la experiencia operativa de las empresas locales, permite competir en nichos donde la velocidad y la disponibilidad son más importantes que la escala.
El episodio muestra cómo la infraestructura energética argentina puede insertarse en cadenas globales de valor cuando se combinan capacidad técnica, logística eficiente y condiciones de mercado favorables.
Si el país consolida esta presencia en Asia, podría abrir una vía estable de exportaciones de GLP y fortalecer su perfil como proveedor energético en un mundo que busca diversificar riesgos y asegurar suministros críticos
El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) confirmó que destinará fondos de inversión “robustos” para la Argentina, en un mensaje que va más allá de la coyuntura y apunta a reconstruir la capacidad del país para ejecutar proyectos de infraestructura, energía y desarrollo productivo.
El anuncio fue realizado por el presidente del organismo, Ilan Goldfajn, quien destacó que el BID está dispuesto a acompañar al país con financiamiento de escala, siempre que los proyectos cumplan criterios de impacto, transparencia y sostenibilidad.
El organismo multilateral administra una de las carteras más grandes de la región en Argentina, con proyectos activos en transporte, energía, agua, modernización del Estado y desarrollo territorial. La nueva etapa de financiamiento incluirá obras de infraestructura logística, corredores bioceánicos, ampliación de redes energéticas, digitalización de servicios públicos y programas de integración social.
El BID también evalúa líneas específicas para transición energética, eficiencia industrial y proyectos vinculados a minerales críticos, donde la demanda global exige estándares ambientales y de gobernanza cada vez más estrictos.
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Goldfajn remarcó que el BID busca alinear financiamiento público con inversión privada, especialmente en sectores donde el capital internacional requiere garantías institucionales para ingresar. En este sentido, el organismo está trabajando con bancos globales, fondos soberanos y agencias de crédito a la exportación para estructurar financiamiento mixto en proyectos de largo plazo.
La prioridad es impulsar obras que reduzcan costos logísticos, mejoren la competitividad y generen empleo sostenible.
El anuncio se produce en un momento en el que la Argentina necesita recomponer su capacidad de inversión pública y recuperar acceso a financiamiento internacional. Para los mercados, el respaldo del BID funciona como un indicador de confianza institucional: implica que el país mantiene una relación activa con organismos multilaterales y que existe una hoja de ruta para ejecutar proyectos estratégicos.
Además, el BID exige estándares de transparencia y eficiencia que elevan la calidad de los proyectos y facilitan la participación del sector privado.
La señal del BID es clara: la Argentina sigue siendo un destino relevante para el financiamiento multilateral y cuenta con apoyo para avanzar en su agenda de desarrollo. La clave será transformar estos anuncios en proyectos concretos, con ejecución eficiente y capacidad de generar resultados visibles en infraestructura, energía y productividad.
En un contexto de restricciones fiscales, los fondos “robustos” del BID pueden convertirse en el motor que permita reactivar obras estratégicas y mejorar la competitividad del país en la próxima década.
El Gobierno oficializó la Resolución 60/2026 y reordenó el esquema estacional que determina cómo se actualiza el precio del gas que llega a hogares, comercios e industrias. La medida vuelve a dividir el año en dos períodos: invierno, del 1° de mayo al 30 de septiembre, y verano, del 1° de octubre al 30 de abril.
Con este cambio, la Secretaría de Energía busca que las tarifas reflejen con mayor precisión el costo real del gas que compran las distribuidoras.
El ajuste reemplaza el esquema vigente desde 2018, que había vinculado las actualizaciones a los cuadros tarifarios semestrales. Ese modelo había generado desfasajes entre el costo del gas en boca de pozo y el precio que pagaban los usuarios finales.
La Ley 24.076 establece que el precio debe seguir el costo de adquisición y que las variaciones deben trasladarse sin generar pérdidas ni ganancias para transportistas y distribuidoras. La resolución retoma ese criterio técnico y lo incorpora al proceso de normalización tarifaria previsto para 2026.
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El nuevo esquema también influye en el cálculo de subsidios. En invierno, cuando aumenta la demanda residencial, el Estado suele cubrir una parte mayor del costo del gas. Con el reordenamiento estacional, el Gobierno busca que el consumo subsidiado sea más previsible y que los usuarios tengan señales de precio más claras. El objetivo es reducir la volatilidad y evitar saltos bruscos en la factura final.
Los aumentos comenzarán a aplicarse desde abril y tendrán impacto pleno entre abril y junio, según cada distribuidora. La Secretaría de Energía anticipó que el nuevo esquema permitirá ordenar el flujo de caja del sistema, mejorar la planificación de compras de gas y reducir la presión fiscal asociada a los subsidios. También facilitará la coordinación con la Revisión Tarifaria Integral 2025–2030, que definirá el sendero de precios para los próximos años.
La reorganización del calendario tarifario es un paso clave dentro del proceso de normalización del sector energético. Un esquema estacional claro mejora la previsibilidad, ordena incentivos y permite que el sistema avance hacia una estructura más sostenible. Si se sostiene en el tiempo, puede fortalecer la inversión en producción, transporte y distribución, y consolidar un mercado de gas más competitivo y estable para toda la cadena.
La Argentina Week 2026 concluyó en Nueva York con un mensaje central: los proyectos de inversión de gran escala que avanzan bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comienzan a ganar visibilidad internacional y respaldo institucional.
En el cierre del evento, realizado en las oficinas de Microsoft en Times Square, AmCham Argentina entregó distinciones a compañías que demostraron compromiso sostenido con la inversión productiva, la transparencia y el desarrollo económico del país.
Entre los reconocidos se destacó Los Azules, el proyecto cuprífero de Andes Corporación Minera (McEwen Copper), que recibió una Mención Especial por su avance bajo el RIGI y su rol estratégico en la transición energética global. La distinción fue entregada por el ministro de Economía, Luis Caputo, ante más de 270 empresarios, inversores y funcionarios.
El reconocimiento también incluyó a empresas de los sectores energético e infraestructura que están ejecutando inversiones de largo plazo.
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La presencia de Rob McEwen, Michael Meding y el gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, reforzó el posicionamiento del proyecto como uno de los activos mineros más relevantes del país. Los Azules es el primer proyecto de cobre en obtener aprobación integral bajo el RIGI, con un plan de inversión registrado de USD 2.670 millones y permisos ambientales vigentes desde 2024.
Su Estudio de Factibilidad proyecta un CAPEX inicial de USD 3.170 millones, un VAN de USD 2.900 millones al 8% y una TIR cercana al 20%, con potencial de duplicarse a precios actuales del cobre.
El reconocimiento a Los Azules se inscribe en una semana marcada por reuniones con fondos globales, bancos internacionales y organismos multilaterales que evaluaron oportunidades en energía, minería, infraestructura y tecnología.
La Argentina Week 2026 funcionó como una plataforma para mostrar proyectos concretos, marcos regulatorios estables y una agenda de inversión orientada a exportaciones, competitividad y transición energética.
El mensaje final del evento fue claro: la Argentina busca consolidar a los inversores que ya están en el país y atraer nuevos jugadores capaces de aportar capital, tecnología y velocidad de ejecución. Los proyectos que avanzan con estándares internacionales —como Los Azules— se convierten en casos testigo de la nueva etapa de inversiones que el país aspira a escalar en los próximos años.
El gobernador Rogelio Frigerio participó en Concepción del Uruguay de la inauguración del parque solar instalado en el frigorífico Fepasa, un proyecto que representa una inversión superior a los 3 millones de dólares. Durante el acto, Frigerio expresó su “enorme orgullo” por la iniciativa, resaltando la valentía de los empresarios que apuestan a alternativas energéticas a pesar del contexto económico desafiante.
El mandatario provincial valoró el acompañamiento del Estado, que aunque no aportó recursos directos, facilitó créditos a través del Consejo Federal de Inversiones (CFI), entidad que otorgó a Entre Ríos préstamos por más de 35.000 millones de pesos. “Pasamos de seis a 266 plantas generadoras privadas en apenas dos años, un aumento del 4300%”, destacó, señalando la innovación en la generación energética que impulsa la provincia.
Frigerio también celebró la próxima incorporación de Fepasa al Régimen de Incentivo a Nuevas Inversiones (Rini), que brinda exenciones impositivas provinciales y municipales por aproximadamente 15 años, fomentando el empleo y nuevas inversiones.
Por su parte, Marcos Ligato, presidente de Fepasa, manifestó su orgullo por poner en marcha el parque solar más grande de Entre Ríos. Subrayó que la energía renovable es clave para reducir costos, optimizar la eficiencia productiva y contribuir al cuidado ambiental.
El parque fotovoltaico cuenta con 2.880 paneles solares distribuidos en dos hectáreas, con una capacidad instalada de dos megavatios y una producción estimada en 3.000 megavatios hora por año. La energía generada abastecerá la planta frigorífica y el excedente se volcará a la red eléctrica provincial.
Se calcula que esta iniciativa permitirá una reducción anual de alrededor de 750 toneladas de dióxido de carbono, aportando significativamente a la disminución de emisiones contaminantes. Fepasa emplea a 651 trabajadores y cuenta con una estructura productiva integrada que incluye alimentos balanceados, granjas propias y más de 74 granjas integradas en la provincia.
La Secretaría de Energía publicó este viernes una normativa fundamental que pone en marcha la reconfiguración estructural del sistema de transporte de gas natural en la Argentina. Esta medida, que EconoJournal anticipó hace dos meses, deberá destrabar la transición hacia un mercado de competencia y permitir que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas, que en los últimos años tiene como eje predominante a Vaca Muerta.
La Resolución 66/2026 resuelve puntos críticos para la operatividad del sistema, tales como la declaración de la vigencia de nuevas rutas de transporte por licenciataria y la reasignación de capacidad firme. También se destaca la rescisión del contrato de transporte entre Enarsa y Cammesa sobre el Gasoducto Perito Moreno(GPM), la derogación del programa estatal Transport.Ar y la instrucción al ente regulador para fijar cuadros tarifarios de transición.
Se trata de una medida postergada desde hace años que sincera la realidad de cada cuenca productora de gas a partir de la irrupción de Vaca Muerta y afecta intereses creados de todos los actores del mercado, desde distribuidoras hasta petroleras. Esto obliga a revisar todos los contratos del sistema y readecuarlos a las nuevas tarifas acorde a un nuevo mix de cuencas productoras.
El ordenamiento, resulta indispensable para que los actores privados, desde productores hasta grandes usuarios industriales, tengan previsibilidad sobre los costos de mover el fluido desde las cuencas hasta los puntos de consumo. Sin una asignación clara de capacidades y una determinación de tarifas precisas para las nuevas rutas del gas, el Gobierno no podría avanzar en la apertura del sector energético.
Hacia la desregulación plena
Precisamente, la medida permite la implementación plena de la Resolución 400/25, la cual establece los lineamientos para la contractualización directa entre privados. Hasta este momento, la apertura para que los generadores eléctricos y grandes usuarios industriales compraran gas por su cuenta estaba prácticamente frenada por esta cuestión logística.
Es que, se explicaba en el sector, si un generador eléctrico no conoce fehacientemente cuánto le costará el transporte de gas para alimentar por ejemplo una central térmica, resulta imposible fijar un precio competitivo, bloqueando el funcionamiento del mercado mayorista desregulado.
La Secretaría de Energía publicó la reasignación de la capacidad de transporte de gas natural.
Lo dispuesto hoy también habilita la operatividad de la Resolución 606/25, un reclamo de las compañías productoras en el marco de la salida del Plan Gas.Ar. Bajo el esquema anterior, los productores estaban obligados a garantizar un excedente de producción, cercano al 30%, destinado al abastecimiento de la industria.
Los productores señalaban que esta exigencia era inconsistente con un mercado de libre competencia; sin embargo, para liberar ese compromiso y permitir que las industrias negocien sus propios volúmenes, volvía a ser necesario definir antes quién y a qué precio asume la capacidad de transporte asociada.
La implementación de esta reconfiguración quedará bajo la órbita del ENARGAS o del nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, según corresponda. Este organismo tendrá la tarea de modificar los Reglamentos de Servicio de Distribución y Transporte para dar operatividad a la reasignación de capacidades.
Este proceso incluirá procedimientos de participación ciudadana para la aprobación de los cuadros tarifarios que surjan del nuevo ordenamiento, asegurando que la transición hacia precios de mercado se realice con transparencia, se determinó en la resolución.
La nueva realidad de las cuencas
En el detalle de la nueva norma, la Secretaría de Energía fundamenta la reconfiguración en el cambio estructural de la matriz de abastecimiento de la Argentina. La declinación de la Cuenca Noroeste y el fin de las importaciones desde Bolivia provocaron que el sistema original, diseñado con un flujo predominante Norte-Sur, quedara obsoleto.
La realidad actual exige que el gas de la Cuenca Neuquina no solo abastezca al AMBA, sino que llegue de manera eficiente al norte del país, lo que requiere una redefinición técnica de las rutas de transporte vigentes hasta la fecha.
La resolución deja sin efecto el Programa Transport.Ar, argumentando que la gestión estatal de las obras de infraestructura no alcanzó los niveles de eficiencia esperados. El Ejecutivo busca ahora que la expansión del sistema sea impulsada por la iniciativa privada, bajo el marco de la Ley de Bases.
La Resolución 66 deja sin efecto el programa Transport.Ar cuya obra principal fue la construcción de Gasoducto Presidente Néstor Kirchner.
De esta manera, se pretende reducir al mínimo la intervención directa del Estado Nacional en la construcción y planificación de gasoductos, delegando esa responsabilidad en la inversión de los actores del mercado.
La rescisión de contratos
Quizás el punto más sensible es la orden de rescindir el contrato de transporte firme entre Enarsa y Cammesa sobre el GPM en un plazo de diez días. Este contrato, originalmente diseñado para cubrir los picos de demanda invernal y sustituir importaciones de GNL, es visto ahora como un obstáculo para la libre competencia.
Al liberar esta capacidad, se busca que el ducto más importante construido en la última década para evacuar la producción de Vaca Muerta se integre plenamente al sistema de transporte, permitiendo que otros cargadores accedan a la capacidad incremental bajo condiciones de mercado y no a través de una reserva exclusiva del Estado.
La resolución también aborda el tratamiento de las exportaciones de gas, instruyendo la derogación del Decreto 689/2002. Aquella normativa brindaba un tratamiento regulatorio excepcional a contratos de exportaciones de gas natural, que no encuentra justificación en el contexto regulatorio vigente.
Para la Secretaria, su vigencia provoca efectos distorsivos en los precios y tarifas a pagar por parte de los cargadores del sistema de transporte. Aunque el destino sea de exportación, la infraestructura disponible para ello se encuentra en territorio nacional y debe ser remunerada de forma equitativa, sin importar si el destino final del fluido es el consumo interno o el mercado internacional.
En cuanto a la remuneración de las empresas licenciatarias, la norma señala que la reconfiguración no debe afectar los requerimientos de ingresos determinados en la Revisión Quinquenal Tarifaria de 2025. El objetivo es que el impacto de las nuevas rutas se distribuya entre los cargadores, evitando discriminaciones.
Para ello, el ente regulador deberá calcular tarifas provisorias que incluyan los costos de operación y mantenimiento de activos estratégicos, como el Gasoducto Mercedes-Cardales y las obras de reversión del Gasoducto Norte, que hasta ahora se manejaban bajo esquemas diferenciados.
Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) concretó un importante acuerdo financiero con la Corporación Financiera Internacional (IFC), parte del Grupo Banco Mundial, para avanzar en el desarrollo del Parque Eólico Olavarría, ubicado en la provincia de Buenos Aires. Este proyecto demandará una inversión total de 275 millones de dólares.
El parque contará con una capacidad instalada de 185 megavatios, distribuidos en 29 aerogeneradores suministrados por Vestas. Además, se construirá una línea de transmisión de 25 kilómetros que conectará la instalación con la estación transformadora de Olavarría, integrando la energía producida al sistema eléctrico regional.
Acindar, socio en esta iniciativa, utilizará la energía generada para abastecer parte de sus procesos industriales, contribuyendo a la descarbonización en la producción de acero. Se calcula que el parque eólico podrá generar energía equivalente al consumo anual de 230 mil hogares y permitirá reducir 320 mil toneladas de dióxido de carbono por año, según estimaciones de PCR.
El convenio fue suscripto por Martín Brandi, CEO de PCR, y Makhtar Diop, director general de IFC, quienes destacaron la confianza del mercado financiero en la capacidad de PCR para llevar adelante proyectos energéticos complejos con estándares internacionales y visión a largo plazo.
En palabras de Diop, “Con esta inversión, apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”.
Por su parte, Brandi afirmó que el acuerdo reafirma el compromiso de la empresa con el desarrollo energético y productivo nacional, y que el financiamiento permitirá avanzar en un proyecto que combina infraestructura estratégica, energías renovables y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor.
El Parque Eólico Olavarría fue aprobado en agosto del año pasado para incorporarse al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), siendo el séptimo proyecto en sumarse a esta iniciativa que promueve inversiones significativas en el país.
El gobierno de Brasil ratificó la subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”, tras meses de debate regulatorio y ajustes técnicos destinados a definir las condiciones de participación y el esquema de remuneración.
“La licitación de baterías se lanzará en abril de este año y la ordenanza con el reglamento llegará este mismo año”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, durante la Comisión de Minas y Energía de la Cámara de Diputados.
“Ya me reuní con las mayores empresas de baterías en todo el mundo. Estamos discutiendo con las empresas chinas cuánto podremos colocar de contenido local, dado que esta subasta tiene que servir para ello, pero debemos ser prudentes para que la subasta no salga mal, porque sabemos que China invirtió mucho y el proceso tiene que ser progresivo”, agregó.
El funcionario también subrayó que el avance de este mecanismo es una “prioridad” para el Poder Ejecutivo brasileño incluso en un contexto político desafiante, marcado por las elecciones generales que se llevarán a cabo el 4 de octubre, y espera que las personas se adentren en la nueva regulación de baterías.
¿Qué se prevé para la licitación? Según estimaciones del sector privado, la contratación de entre 1 y 2 GW de almacenamiento en esta primera licitación sería considerada adecuada, dentro de un escenario donde el sistema eléctrico brasileño requerirá alrededor de 38 GW de nueva potencia hacia 2034.
Y según anticipó Energía Estratégica sobre la subasta, sólo podrán participar sistemas con una potencia mínima de 30 MW, capaces de entregar su máxima potencia durante hasta cuatro horas diarias.
Asimismo, las instalaciones deberán recargarse completamente en un plazo máximo de seis horas y acreditar una eficiencia ida y vuelta igual o superior al 85 %.
Los proyectos adjudicados firmarían contratos de reserva de capacidad (CRCAP) por un plazo de 10 años, con inicio del suministro previsto para agosto de 2028; aunque este último punto seguramente sea revisado debido a las demoras dadas desde el anuncio de la convocatoria a principios del año pasado.
Las centrales que resulten adjudicadas recibirán una Receta Fija anual pagada en 12 cuotas mensuales, ajustada por el Índice Nacional de Precios al Consumidor y condicionada al desempeño operativo de los sistemas.
En tanto que la energía utilizada para cargar las baterías y la que posteriormente se inyecte al sistema será liquidada en el Mercado de Corto Plazo al Precio de Liquidación de Diferencias (PLD). La diferencia económica que resulte de esta operación será cubierta por la Cuenta de Energía para la Capacidad de Reserva (CONCAP), un mecanismo diseñado para evitar impactos tarifarios inesperados.
Regulación en desarrollo para integrar el almacenamiento
En materia normativa, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) avanza en la adecuación del marco regulatorio para integrar el almacenamiento al sistema eléctrico brasileño. A comienzos de este año, el organismo publicó la Nota Técnica nº 03/2026, con el objetivo de adaptar la regulación vigente a la Ley nº 15.269, promulgada en noviembre de 2025.
Esta legislación reconoce formalmente al almacenamiento de energía como una actividad independiente dentro del sector eléctrico, habilitando el desarrollo de reglas específicas para su operación y remuneración.
El proceso regulatorio también complementa la segunda fase de la Consulta Pública nº 39/2023, incorporando directrices estructurales que definen cómo operarán, cobrarán y pagarán las baterías y otros sistemas de almacenamiento dentro del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Por la guerra en Irán, el crudo superó los 100 dólares por primera vez desde 2023.
A poco más de diez días del inicio de la guerra en Medio Oriente, el impacto real comienza a sentirse. El colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz se está transformando en la mayor disrupción en la historia del comercio energético mundial.
Mientras los inventarios de petróleo crudo y combustibles en almacenamientos comerciales en tierra y flotantes se van agotando, en todo el mundo empresas y gobiernos buscan reducir el impacto negativo. La dimensión de las consecuencias es aún un interrogante anclado sobre una certeza: el estrecho de Ormuz es un punto tan vital como neurálgico en el comercio de energía.
¿Por qué es tan importante Ormuz en el transporte de energía? ¿Qué estrategias ya desplegaron los países para evitar las posibles consecuencias de una guerra larga? ¿De qué modo podría verse afectada Argentina? son algunos de los interrogantes que se abren en medio de la incertidumbre propia que genera la Guerra.
Qué representa el Estrecho de Ormuz en el transporte de energía internacional
La relevancia del estrecho de Ormuz para el comercio global de energía se mide en dos datos estructurales. Según un informe de la Agencia Internacional de Energía (IEA) con datos de Kpler, en condiciones normales, cerca del 20% del suministro petrolero y el 20% de la producción de gas natural licuado del mundo salen por el punto que conecta el Golfo Pérsico con el Golfo de Omán y, desde allí, a los mercados mundiales.
Petróleo, condensados y combustibles: unos 20 millones de barriles por día cruzan por el estrecho, desglosados en 15 millones de barriles de petróleo crudo y condensados y 5 millones de barriles de combustibles. Representan un 25% del comercio petrolero por barco.
GNL: casi una quinta parte del gas natural licuado del mundo se produce en el Golfo Pérsico. Algo más de 80 millones de toneladas de GNL fueron producidas en 2025. Qatar fue el segundo exportador del planeta, con 81 MT. Emiratos Árabes Unidos (EAU) figuró segundo en el golfo, pero con apenas 5 MT. Todo se exportó por Ormuz, a excepción de unas 5 MT que Kuwait compró.
Fertilizantes: el 30% del comercio global de urea transita a diario por el estrecho. Por allí también pasa el 20% del comercio de amoníaco y fosfato. La urea es un fertilizante nitrogenado producido con gas natural.
Azufre: casi la mitad del comercio global por barco transita por Ormuz. El azufre es vital en la producción de ácido sulfúrico, un insumo de amplio espectro productivo, que incluye a la minería de cobre y litio y la fabricación de medicamentos y alimentos.
Helio: más de un 25% del suministro global de este insumo necesario en la industria electrónica y de semiconductores sería recortado si el comercio por Ormuz sigue afectado. Qatar produce casi un tercio del helio del mundo.
Qué efectos provocó el colapso del estrecho en lo inmediato
La consecuencia del colapso de más de un 90% en el tráfico marítimo disparó los precios del petróleo de la zona de los 70 dólares por barril a los US$ 90 por barril. Llegaron a tocar inclusive un precio de pánico de US$ 119 por barril.
Saudi Aramco, la petrolera controlada por Arabia Saudita, advirtió que se trata de la mayor crisis en la historia de la industria petrolera en Medio Oriente y llamó a restablecer las exportaciones por Ormuz lo antes posible.
«Con la actual crisis geopolítica, los inventarios globales, que ya se encuentran en su nivel más bajo en cinco años, disminuirían a un ritmo más acelerado. La capacidad excedente global se concentra principalmente en esta región, por lo que es absolutamente crucial que se reanude el transporte marítimo en el Estrecho de Ormuz», dijo el CEO de la petrolera, Amin Nasser.
¿Puede verse afectada Argentina por el bloqueo del estrecho? ¿De qué manera?
Vaca Muerta podría verse beneficiada por el conflicto en Medio Oriente en tanto una plaza atractiva para países asiáticos.
Para la Argentina, el conflicto puede despertar en el mundo un mayor interés inversor en Vaca Muerta, justo cuando la infraestructura de exportación está por pegar un salto definitivo, con proyectos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Países del Asia como la India y China llevan tiempo trabajando en diversificar su suministro, con Sudamérica como una plaza importante dentro de su planificación energética.
Sin embargo, la crisis también conllevará para el país ventajas y complicaciones en la gestión de la política macroeconómica, como una balanza comercial energética aún más positiva por mejores precios de exportación y un aumento general de la inflación producto de importaciones y precios de combustibles más elevados.
Qué países se están viendo más afectados y por qué
El impacto del virtual cierre del estrecho de Ormuz es dispar en los mercados globales. Asia es la región mas afectada por sus elevadas importaciones de petróleo crudo desde el Medio Oriente. En cambio, Europa no depende del petróleo crudo de esa región pero sí del gasoil.
Petróleo: por el estrecho salieron 12,9 millones de bpd con destino al Asia en 2025. China fue el principal comprador con 4,6 millones de bpd. Corea delSur fue el segundo destino con 2,51 millones de bpd y Japón el tercero con 2,28 millones de bpd. En un cuarto lugar aparece la India con 2,1 millones de bpd importados.
GNL: el 90% del gas natural licuado producido en el golfo fue a parar al Asia en 2025, mientras que el 10% tuvo al mercado europeo como destino. La India, Bangladesh y Pakistán están entre los países más expuestos, habiendo importado casi dos tercios de sus suministros totales de GNL a través de Ormuz. Para Corea del Sur representó el 20% de sus importaciones, mientras que para Japón fue un 11%.
Combustibles: Europa depende en gran medida del gasoil y el combustible para aviones procedentes del Golfo Pérsico. La Unión Europea y el Reino Unido importaron más de 50 millones de toneladas de gasoil (diesel) y más de 25 millones de toneladas de combustible para aviones (jetfuel) en 2025, según datos de Vortexa. Aproximadamente una quinta parte de las importaciones de gasoil y la mitad de las importaciones de jetfuel transitaron por el estrecho de Ormuz.
China es el país más impactado con la interrupción del tránsito, en términos de volúmenes importados. El país importó alrededor de 11,6 millones de bpd de petróleo crudo en 2025. El 31% de las importaciones provinieron de Arabia Saudita, Irak y Omán. Las importaciones estimadas desde Irán representaron entre un 11 y 15%. En GNL, China importó 67 millones de toneladas, con el 28% de su suministro proveniente de Qatar.
En términos de porcentajes, en materia de petróleo crudo, Japón es el país más expuesto: el 95% de los 2,3 millones de bpd importados en 2025 provino de Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos. Corea del Sur también tiene una gran exposición: el 70% de los 2,7 millones de bpd que importó provino del Medio Oriente. En cuanto al GNL, la India esta entre los mercados más expuestos: un 70% de las casi 26 millones de toneladas que importó pasaron por Ormuz.
El escenario de suministro de GNL luce particularmente complejo para Asia. Qatar Energy, la empresa estatal que centraliza la producción de GNL en Qatar, declaró el cese de producción por «fuerza mayor». La reacción en los mercados de gas natural indican una renovada competencia entre Asia y Europa por los cargamentos spot disponibles en el Atlántico.
Qué estrategias desplegaron los actores afectados directamente por el cierre de Ormuz
Los operadores logísticos evitan el paso por Ormuz, mientras que los países del Golfo Pérsico recortan su producción de hidrocarburos.
La decisión de los operadores logísticos de evitar el paso por Ormuz sumado a los ataques de Irán contra infraestructuras energéticas dejó a muchos países del Golfo Pérsico sin otra opción más que recortar su producción de hidrocarburos de forma drástica.
IEA informó que Irak, Qatar, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita recortaron producción por 10 millones de bpd de líquidos. Las pérdidas de producción en la región se desglosan en alrededor de 8 millones de bpd de petróleo crudo y 2 millones de bpd de condensados y líquidos. También hay alrededor de 3 millones de bpd de capacidad de refinación que fue cerrada.
El impacto sobre los precios del petróleo podría haber sido significativamente mayor de no ser por la disponibilidad de inventarios de petróleo relativamente altos en el mundo. IEA informa que los inventarios globales estan en su nivel más alto en cinco años, con más de 8200 millones de barriles, lo que equivale a unos 80 días de producción.
Sin embargo, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) informa un nivel de inventarios mucho menor, de 2824 millones de barriles. La diferencia radica en que la OPEP unicamente contabiliza los inventarios comerciales de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), mientras que la Agencia internacional de Energía incluye más métricas, como las reservas estratégicas de petróleo de cada país.
Precisamente, los países que integran el G7 acordaron realizar una liberación conjunta de barriles de sus reservas estratégicas si llegara a ser necesario.
Esto abre oportunidades para nuevas inversiones, pero también plantea desafíos estructurales en infraestructura, dado que la expansión de la generación prevista en la licitación PEG-5 y el aumento sostenido del consumo obligan a acelerar el desarrollo de redes para transportar la electricidad hacia los centros de demanda.
Para Juan Jacobo Rodríguez, gerente general de Conecta, este contexto posiciona al país en una situación favorable para ampliar su matriz energética.
“Guatemala tiene una oportunidad inmensa porque viene teniendo crecimientos del orden del 4 y 5% en su demanda de energía anual”, sostuvo el ejecutivo en conversación con EnergíaEstratégica.
Sin embargo, la expansión de la red eléctrica no acompaña esa dinámica, ya que mientras el consumo crece de forma sostenida, la infraestructura de transmisión lo hace a una velocidad considerablemente menor, lo que podría limitar el aprovechamiento de nuevos proyectos.
La red de transporte se expande a tasas cercanas al 1% o 1,5% anuales, muy por debajo del aumento de la demanda. De acuerdo con estimaciones del sector y planes oficiales, el país necesitará una expansión significativa para evitar restricciones en el sistema.
“El país debería construir cerca de 5000 a 6000 kilómetros de línea adicionales en los siguientes 15 años”, explicó Rodríguez.
Este nivel de expansión implicaría avanzar a un ritmo de 500 o 600 kilómetros por año, muy superior al desarrollo histórico de la infraestructura eléctrica.
Generación en expansión y desafíos en transmisión
Este escenario confirma el atractivo del país para la inversión energética, particularmente en tecnologías renovables. Sin embargo, la disponibilidad de infraestructura para transportar esa electricidad se vuelve un factor determinante para que esos proyectos puedan concretarse.
En este contexto, la atención del sector se centra en la próxima licitación de transmisión prevista por el Gobierno: PET-4, que podría marcar un punto de inflexión para el desarrollo del sistema eléctrico.
El antecedente inmediato evidencia las dificultades del segmento. La licitación anterior de infraestructura de transporte quedó desierta, sin participación privada en el proceso.
Rodríguez señaló que el éxito de futuras convocatorias dependerá de revisar ciertos aspectos regulatorios y contractuales que hoy generan incertidumbre para los inversores.
“Si se ajustan las asignaciones de riesgos y las condiciones financieras en las licitaciones, habrá muchas más ofertas para desarrollar la infraestructura”, afirmó.
Entre los principales obstáculos aparecen los procesos de permisos y la gestión territorial, factores que suelen extender los tiempos de ejecución de este tipo de proyectos.
Las líneas de transmisión requieren autorizaciones municipales, licencias ambientales y acuerdos con propietarios de terrenos y comunidades, lo que en muchos casos se traduce en negociaciones complejas y prolongadas.
Infraestructura clave para electrificación y mercado regional
Más allá de habilitar nuevos proyectos de generación, la expansión del sistema de transmisión también es clave para mejorar el acceso al servicio eléctrico en distintas regiones del país.
Actualmente existen departamentos y municipios donde los niveles de electrificación se mantienen por debajo del 80%, una situación que contrasta con el desempeño económico general de Guatemala.
La ampliación de la red permitiría avanzar en electrificación rural, aumentar la disponibilidad del sistema y garantizar el abastecimiento en nuevas zonas de consumo.
Además, un sistema eléctrico más robusto también podría fortalecer el rol del país dentro del mercado energético regional. Históricamente Guatemala ha tenido capacidad para exportar electricidad a otros mercados de Centroamérica.
Si los proyectos que surjan de la PEG-5 se concretan y cuentan con la infraestructura necesaria para conectarse al sistema interconectado, el país podría recuperar ese papel estratégico.
En ese escenario, la expansión de la transmisión aparece como uno de los elementos determinantes para acompañar el crecimiento de la generación, mejorar el acceso a la electricidad y reforzar la integración energética regional.
El crecimiento de la oferta eléctrica sin un aumento equivalente del consumo está redefiniendo las inversiones renovables en Argentina. Y para el CEO de PCR, Martín Brandi, el próximo ciclo del sector dependerá de la demanda.
“Cuando aparezca la demanda, las renovables reaccionarán rápido. Con una industria de generación dinámica en el país, enseguida aparecerán proyectos cuando haya demanda. Estamos todos detrás de ella, y lo ideal sería adelantarnos a la infraestructura para abastecerla”, sostuvo durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Si estamos pensando que va a haber una demanda minera grande, la infraestructura para abastecerla es clave y desde las renovables, y en general el sector de generación, es muy dinámico y creo estará a la altura para traer soluciones”, agregó.
Además, el ejecutivo advirtió que el mercado atraviesa una etapa en la que desarrollar nuevos proyectos resulta cada vez más desafiante, debido principalmente a la combinación de precios de la electricidad más bajos y un consumo que no se expande al ritmo esperado, cómo sí sucedió con la oferta en el último tiempo.
En ese contexto, la ecuación económica para impulsar nuevas centrales se volvió más compleja, especialmente para los desarrolladores que buscan recuperar su inversión en plazos razonables.
“A nivel de generación es un momento difícil para lanzar nuevos proyectos si uno quiere recuperar el capital, por lo menos”, sostuvo durante el panel “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”.
De todos modos, mientras el mercado atraviesa este período de transición, PCR continúa avanzando con proyectos estratégicos dentro de su cartera renovable, entre los que se destaca el parque eólico Olavarría, de 185,6 MW, que fue la segunda central renovable adherida al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
El proyecto, llevado adelante en alianza con ArcelorMittal, representa un costo total de USD 275 millones y recientemente logró financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial.
Además, incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 km, la cual unirá el parque con la estación transformadora de Olavarría, y la ampliación y repotenciación de los capacitores en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, incrementando la capacidad de transporte de energía del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
“La construcción del parque eólico Olavarría está a mitad de camino. Además, estamos haciendo la ampliación de 37 MW de nuestro parque eólico Mataco – San Jorge (pasará de 203,4 MW a 240 MW en la provincia de Buenos Aires)”, informó Brandi.
De este modo, la empresa argentina con más de 100 años de trayectoria en petróleo y gas, cemento y generación renovable, aumentará su participación en el sector, que actualmente es de 545 MW instalados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
Baterías y nuevas adjudicaciones: la visión para el almacenamiento en Argentina
El ejecutivo también analizó refiere al potencial del almacenamiento para mejorar la operación del sistema eléctrico, particularmente a través de las licitaciones AlmaGBA (adjudicó 713 MW en 2025) y la reciente AlmaSADI, que busca asignar 700 MW BESS en distintos puntos del país.
“Es una buena iniciativa. Es una buena idea incorporar baterías en los lugares donde al sistema le viene bien”, afirmó. No obstante, consideró que la expansión de dicha tecnología debe responder a las necesidades concretas del sistema eléctrico.
“¿Cuánto y cuándo conviene que se adjudique? Todo lo que el sistema necesite y cuanto antes mejor. No especularía con esperar un año por otros 300 MW de baterías si los hubiera Tampoco tiene sentido adjudicar más sólo porque haya buen precio”, apuntó.
La Comisión Europea ha aprobado, en virtud de las normas sobre ayudas estatales de la UE, un régimen de ayudas estatales español de 440 millones de euros para apoyar la producción de hidrógeno renovable. Esto se hará a través de la herramienta «Subastas como servicio» del Banco Europeo del Hidrógeno para la subasta que se cerró en febrero de 2026. El régimen contribuirá a los objetivos del Pacto Industrial Limpio de acelerar la descarbonización de la industria de la UE, reforzando al mismo tiempo su competitividad.
España estima que el régimen aprobado apoyará la construcción de hasta 382 MW de capacidad de electrólisis. También debe incentivar la producción de hasta 243 800 toneladas de hidrógeno renovable, con lo que se evitarán hasta 1 790 000 toneladas de CO2.
El régimen ayudará a España a alcanzar su objetivo nacional de instalar 12 GW de capacidad de electrolizadores de aquí a 2030, así como los objetivos para la cuota de combustibles renovables de origen no biológico consumidos en el transporte y en la industria establecidos en la Directiva sobre fuentes de energía renovables.
En virtud del régimen, la ayuda adoptará la forma de una subvención directa por kilogramo de hidrógeno renovable producido. España puede conceder la ayuda en los próximos 12 meses. Una vez concedida la ayuda, los beneficiarios pueden optar a los pagos durante un período de diez años.
Por último, la ayuda producirá efectos positivos, especialmente en el medio ambiente, que superarán cualquier posible efecto negativo en términos de falseamiento de la competencia. Sobre esta base, la Comisión aprobó el régimen español con arreglo a las normas de la UE sobre ayudas estatales.
Huawei Digital Power prepara el lanzamiento de nuevas tecnologías orientadas a proyectos energéticos a gran escala, entre ellas sistemas de almacenamiento de 6 MWh y equipos de 30 MW, diseñados para mejorar la eficiencia de los proyectos y reducir los costos de instalación.
Estas plataformas integran inversores, baterías y transformadores conectados directamente a subestaciones, además de sistemas de inteligencia artificial y redundancia que permiten adaptar la operación a distintos marcos regulatorios y requisitos técnicos.
En paralelo, el mercado chileno comienza a mostrar un fuerte crecimiento en el desarrollo de proyectos de almacenamiento.
Durante una entrevista exclusiva para Future Energy Summit (FES), Felix Chen, Presidente de Huawei Digital Power Centroamérica y el Caribe, anticipó que Chile podría incorporar una capacidad significativa de baterías en los próximos años.
“En el mercado chileno se espera que ingresen más de 4 GW de capacidad de baterías directamente al mercado eléctrico en el corto plazo”, indicó.
El crecimiento del almacenamiento responde a los desequilibrios territoriales del sistema eléctrico chileno, ya que gran parte de la generación renovable se concentra en el norte del país, mientras que la demanda eléctrica se ubica principalmente en otras zonas del territorio, lo que genera congestiones en la red de transmisión.
Estas limitaciones provocan diferencias importantes en los precios de la electricidad entre regiones. Mientras en algunas zonas del sistema los valores aumentan debido a restricciones en la red, en otras áreas los excedentes de generación renovable hacen caer los precios incluso hasta cero.
“En el sur, las restricciones de transmisión empujan el precio de la energía por encima de 150 USD por MWh, mientras que en gran parte del resto del país el costo marginal ronda los 33 o 35 USD por MWh”, explicó Chen.
En el norte del país, donde la penetración renovable es mayor, la congestión en la red provoca pérdidas significativas de generación limpia que no logra ser transportada hacia los centros de consumo.
“Hoy el recorte de energías renovables ya alcanza cerca de 6 GWh al año, equivalente al 6% del consumo eléctrico anual del país”, afirmó.
Para ser precisos, en 2025, los recortes de generación eólica y solar alcanzaron 6.084 GWh (+8% vs. 2024), equivalentes al consumo anual de 2,3 millones de hogares, y cerca del 19% de la generación eólica y solar del año.
Asimismo, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema, de modo que Chile cuenta con 9 GW de proyectos de almacenamiento en operación, en construcción y en prueba; sumado a otros 27 GW de almacenamiento en proceso de desarrollo.
28 proyectos en operación (1,6 GW – 4,1 hrs de duración promedio).
6 proyectos en pruebas (0,7 GW – 3,6 hrs de duración promedio).
68 proyectos en construcción (6,8 GW – 4,4 hrs de duración promedio).
14 GW de almacenamiento con calificación ambiental favorable
13 GW de almacenamiento que actualmente están en calificación ambiental.
Además, su implementación presenta ventajas frente a la expansión de la infraestructura de transmisión, ya que mientras que el desarrollo de nuevas líneas eléctricas puede tardar entre ocho y diez años, los proyectos de almacenamiento pueden instalarse en aproximadamente dos años; sumado a que, a medida que aumenta la participación de generación variable, se vuelve necesario incorporar tecnologías capaces de aportar servicios de control de frecuencia, regulación de voltaje o respuesta inercial.
“La estabilidad del sistema eléctrico no es un concepto técnico abstracto, es la base del funcionamiento de un país”, sostuvo Chen.
En ese escenario, tecnologías como los inversores grid-forming permiten que las plantas renovables contribuyan activamente a la estabilidad del sistema eléctrico, una función que tradicionalmente estaba asociada a centrales convencionales.
De cara al futuro, el desarrollo del almacenamiento también dependerá de marcos regulatorios que reconozcan el valor de esta tecnología dentro del sistema eléctrico, no solo como un activo de generación sino también como una herramienta para gestionar la red y reducir congestiones.
Con la llegada de nuevos proyectos de baterías y soluciones tecnológicas orientadas al almacenamiento, el sistema eléctrico chileno comienza a avanzar hacia un modelo más flexible capaz de acompañar el crecimiento de las energías renovables.
El desarrollo del almacenamiento energético comienza a ganar protagonismo en la agenda del sector eléctrico argentino, impulsado por la creciente penetración renovable y la necesidad de sumar flexibilidad al sistema. En esa línea, desde 360Energy sostienen que el país atraviesa un momento favorable para que esta tecnología comience a desplegarse a mayor escala.
“El contexto argentino es propicio, viene mejorando mucho y el contexto global en cuanto a equipamiento también. Con lo cual, en términos de almacenamiento creemos que están las condiciones dadas para que una vez por todas se instale en Argentina y empecemos a tener experiencias reales”, señaló Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo y Tecnología de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Argentina, evento que reunió a más de 600 referentes del sector energético.
Actualmente el despliegue de baterías conectadas a red en Argentina aún es limitado. Sin embargo, el ejecutivo considera que las nuevas iniciativas regulatorias y las licitaciones en análisis podrían acelerar el desarrollo del sector en los próximos años.
“Hoy tenemos pocos MWh instalados en red, pero creemos que AlmaGBA va a pegar ese gran salto que espera la industria del almacenamiento”, aseguró el directivo.
“Estamos prontos a comenzar con nuestros proyectos, tenemos la ingeniería de detalle muy avanzada», explicó Alagia.
Si bien el ejecutivo reconoce que se trata de proyectos de una escala menor a las licitaciones que analiza el Gobierno, remarca que el objetivo es ganar experiencia operativa y tecnológica en esta nueva etapa del mercado. El desarrollo de estas iniciativas también implica adaptaciones técnicas específicas en la operación del sistema eléctrico, particularmente en los mecanismos de medición, control y monitoreo de la energía almacenada.
“Estamos trabajando mucho con CAMMESA para ver cómo se va a medir esa energía, cómo se va a monitorizar y cómo son los sistemas de control. Es un poco distinto al nuevo anexo técnico del año pasado para los nuevos agentes generadores de almacenamiento ”, señaló el gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy.
Al mismo tiempo, el ejecutivo observa movimientos similares en otros mercados de la región, donde el almacenamiento también comienza a posicionarse en la agenda energética.
“Estamos un paso más adelante que Brasil, muy expectantes de una licitación parecida a AlmaSADI que saldrá en Brasil y se viene postergando. Estamos bastante avanzados en dicho mercado y de manera más incipiente en México”, mencionó el especialista.
Cabe recordar que la empresa opera como productor independiente de energía (IPP) y comercializa electricidad a través de diversos esquemas, incluyendo contratos privados y participación en el Mercado a Término (MATER) y uno de los focos recientes de la compañía es el segmento de autoconsumo industrial, donde ya cuenta con proyectos en operación.
“Estamos terminando dos proyectos, uno ya terminado muy importante de autoconsumo en la fábrica de Fiat en Córdoba, en el patio trasero de la fábrica pusimos 8 MW solares y ya está funcionando hace un par de semanas. Y estamos avanzando en la fábrica de Stellantis en El Palomar, un segmento para acompañar a la industria que está un poco deprimida y que cuando levante va a necesitar de esos proyectos para generar su propia energía y lograr previsibilidad y estabilidad”, detalló el ejecutivo.
Finalmente, el directivo también se refirió a la coyuntura actual del mercado solar, marcada por la volatilidad en el precio de los equipos. “Los módulos hoy están en una coyuntura muy especial. Están cerca de un 50% arriba de hace un año”, señaló y enfatizó en que el desarrollo de nuevos proyectos renovables debe analizarse con una visión más amplia.
“El cambio climático es una realidad. Lo vemos en el granizo, en las inundaciones y en los temporales. Las matrices energéticas hay que seguir diversificándolas para que los países crezcan”, afirmó.
Y concluyó: “Los parques solares y los proyectos híbridos no se hacen solamente con módulos. Hay que entender también cómo se mueve el mercado de baterías y cómo generar proyectos más eficientes y competitivos».
La generación distribuida de Argentina registra 3961 usuarios-generadores (U/G) conectados, con 125,77 MW de potencia instalada, bajo la Ley N° 27424 y desde el sector vaticinan una nueva tendencia de mercado: la implementación de sistemas de baterías.
Gustavo Marín, Branch Manager LATAM de APsystems, participó del encuentro ante su Future Energy Summit Argentinay explicó que, tras varios años de reducción de costos, la tecnología alcanzó una etapa de estabilidad que permite su expansión en nuevos proyectos.
“Estamos en un punto de equilibrio donde el precio está listo para desarrollarse en el mercado”, sostuvo Marín. Según explicó el ejecutivo, el mercado esperaba una tendencia descendente en el costo de las baterías, pero actualmente el valor de la tecnología alcanzó un nivel que ya permite su implementación en soluciones energéticas.
“La implementación de baterías en generación distribuida ya es una necesidad (…) Es muy importante para lograr la autonomía requerida y evitar cortes de energía”, agregó durante el encuentro que reunió a cientos de líderes del sector renovable y del storage de Latinoamérica.
¿Por qué la importancia? Además de funcionar como respaldo ante interrupciones del sistema, este tipo de soluciones permite implementar estrategias de autoconsumo optimizado y mecanismos como, por ejemplo, peak shaving, que ayudan a reducir costos energéticos y a mejorar el aprovechamiento de la infraestructura eléctrica.
“Con las baterías podremos decidir qué hacer con la energía almacenada: inyectarla a la red, descargarla en horas pico o utilizarla cuando se necesite”, señaló Marín.
Y para afrontar esta nueva modalidad de mercado, la compañía incorporó soluciones de baterías para complementar su portafolio de microinversores y responder a nuevos requerimientos de mercado, incluyendo gestores de energía que poseen con el PCS con diferentes capacidades de 5 y 11.4 kW, “suficientes para viviendas y comercios” y brindar autonomía a dichos segmentos.
“Estamos en la parte de la conversión de la gestión de energía con baterías de litio ferro-fosfato. Y la evolución que se tiene con estos componentes es migrar a componentes de mayor capacidad, tener la disposición del litio a futuro”, complementó el Branch Manager LATAM de APsystems.
¿Cómo es la situación de Argentina?
La generación distribuida en el país creció casi 60% en cantidad de usuarios – generadores (2510 U/G en febrero de 2025) y prácticamente se duplicó la capacidad instalada en el último año (63,77 MW al comienzo del 2025).
Pero a ello se debe añadir que la GD continúa expandiéndose a nivel nacional, dado que existen otros 1237 trámites de usuarios-generadores en curso, que representan 55,33 MW adicionales en proceso de conexión.
Los sistemas de compresión de gas natural con doble accionamiento se presentan como una alternativa que combina motores a gas con motores eléctricos
En un escenario de crecimiento sostenido de la actividad hidrocarburífera, especialmente en formaciones no convencionales como Vaca Muerta, las soluciones tecnológicas orientadas a mejorar la eficiencia operativa y la confiabilidad de las instalaciones cobran cada vez mayor importancia. Entre ellas, los sistemas de compresión de gas natural con doble accionamiento se presentan como una alternativa que combina motores a gas con motores eléctricos para impulsar un mismo compresor.
Este tipo de configuración permite incrementar la confiabilidad del sistema, brindar mayor flexibilidad operativa y mejorar la economía general de la operación. En la actualidad, existen más de 1500 paquetes de compresores de doble accionamiento instalados en todo el mundo en aplicaciones vinculadas a gasoductos, sistemas de recolección y procesamiento de gas, refinerías, complejos petroquímicos, plantas químicas y proyectos de almacenamiento de energía.
Compresores con doble almacenamiento
Un componente clave en estos sistemas es el embrague de rueda libre autosincronizable de tipo engranaje, fabricado por SSS Gears Limited. Este dispositivo permite seleccionar uno o ambos motores para impulsar el compresor dentro de configuraciones flexibles que pueden alcanzar potencias desde menos de 1000 kW hasta más de 200 MW. Algunos de estos arreglos llevan más de 50 años en operación en distintas instalaciones industriales.
Los paquetes con doble accionamiento ofrecen una serie de ventajas operativas. Entre ellas, permiten utilizar un único compresor cuando existen dos fuentes de energía disponibles, como ocurre en sistemas de ciclo combinado con turbinas de vapor y de gas. También posibilitan incorporar un impulsor de emergencia para garantizar una parada controlada del proceso ante fallas eléctricas o desconectar uno de los motores para realizar tareas de mantenimiento mientras el otro continúa operando.
Otra aplicación frecuente es la asistencia en trenes impulsados por turbinas de gas durante condiciones de alta temperatura ambiente o en etapas de arranque, así como la activación de un segundo impulsor una vez que el compresor ya se encuentra en funcionamiento.
En muchos casos, la configuración combina una turbina o motor a gas con un motor eléctrico para accionar compresores centrífugos, alternativos o de engranajes integrales. Esta arquitectura permite elegir la fuente de energía, combustible o electricidad, en función de los costos energéticos en tiempo real y aprovechar esquemas tarifarios interrumpibles tanto de gas como de electricidad.
Además, facilita el arranque temprano del tren compresor en campos de producción de gas, ya sea operando inicialmente con electricidad hasta que haya gas combustible disponible, o utilizando gas hasta que se disponga de energía eléctrica.
Cumplimiento de requisitos ambientales
El esquema también contribuye al cumplimiento de requisitos ambientales. Por ejemplo, permite limitar las horas de operación de motores o turbinas a gas para cumplir con objetivos de emisiones, mientras que el motor eléctrico puede asumir la mayor parte de la operación. En caso de cortes de energía, el sistema puede continuar funcionando con el impulsor a gas, evitando interrupciones en el proceso.
En determinadas configuraciones, el motor puede incluso operar como generador cuando la demanda de potencia del compresor es inferior a la carga de diseño. De esta forma se mantiene el consumo de combustible del motor primario en niveles óptimos y se produce energía adicional a bajo costo.
La utilización simultánea de ambos motores también puede resultar útil para afrontar picos de demanda del compresor sin necesidad de sobredimensionar la turbina o el motor principal, o para compensar la pérdida de potencia que experimentan las turbinas de gas en condiciones de altas temperaturas ambientales.
El diseño permite realizar mantenimiento en la turbina o en el motor a gas mientras el compresor continúa operando con el motor eléctrico, reduciendo el impacto operativo de las tareas de servicio.
Un ejemplo de esta tecnología es un compresor alternativo de doble accionamiento de 2500 kW utilizado en servicios de recolección de gas, en el que el embrague se ubica sobre un eje entre el motor a gas y el motor eléctrico. Cuando el sistema funciona únicamente con el motor a gas, el disyuntor del motor eléctrico permanece abierto.
De acuerdo con especialistas del sector, la flexibilidad que aporta el doble accionamiento en un tren compresor reduce riesgos financieros al permitir adaptar la operación a cambios en las condiciones económicas y energéticas. La transición entre los distintos impulsores puede realizarse sin pérdida de rendimiento, lo que convierte a esta configuración en una opción a considerar en nuevos proyectos de compresión dentro de la industria del petróleo y el gas, en particular en regiones en expansión como Vaca Muerta.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, cerró su participación en el “Argentina Week” (en Nueva York) con una actividad organizada por IDEA en la que se analizaron las oportunidades del país en energía, petróleo y gas. Compartió el panel con los gobernadores de las provincias de Mendoza, Neuquén, Chubut, Corrientes y Río Negro.
“Fue una semana muy exitosa y en donde hubo mucho interés por lo que está pasando en nuestro país”, señaló. También valoró la presencia de todos los gobernadores “una muestra de unión para que la Argentina despegue definitivamente”.
El presidente de YPF señaló que “Vaca Muerta es la clave para que el país exporte entre 40 y 50 mil millones de dólares a partir del 2032 y se generen más de 40.000 puestos de trabajo”.
“Con VMOS y Argentina LNG vamos a instalar el hub exportador más importante de Sudamérica, con exportaciones por 37.500 millones de dólares por año”, afirmó Marín. Destacó además que se trata de inversiones de origen internacional que llegarán al país de la mano de “dos gigantes como Eni y Adnoc”. “Nada de todo esto hubiera sido posible sin el RIGI” agregó el CEO de la compañía.
Marín repaso las oportunidades que se abren en otras provincias. En Mendoza, la compañía prevé perforar dos pozos en “la lengua de Vaca Muerta”; en Santa Cruz, “estimamos perforar un nuevo pozo en Palermo Aike”; y “proyectamos explorar el potencial del D-129 en Chubut”.
El presidente de YPF también se refirió a las perspectivas de la exploración offshore: “Vamos a perforar con Eni en Uruguay y después en Argentina. Ahí confiamos en que podemos encontrar crudo porque correlaciona con Namibia”, refirió.
Durante el Argentina Week, Marín mantuvo encuentros con ejecutivos de empresas internacionales y entidades financieras interesadas en financiar el proyecto Argentina LNG. También participó de un panel junto a Marcelo Mindlin, de Pampa Energía, y Marcos Bulgheroni, de PAE, donde destacaron el potencial energético de la Argentina.
La Unión Europea pretende imponer una barrera paraarancelaria.
Las provincias de Santa Fe, Córdoba y Entre Ríos, con el apoyo de Corrientes, decidieron reclamar al Gobierno nacional que denuncie formalmente a la Unión Europea (UE) ante la Organización Mundial del Comercio (OMC), en defensa de las exportaciones argentinas de biodiésel. Esta determinación se tomó tras la intención del bloque europeo de clasificar a la soja argentina como un insumo de “alto riesgo” ambiental bajo el criterio de Cambio Indirecto del Uso del Suelo (ILUC).
La decisión dada a conocer en la muestra Expoagro que se desarrolla hasta este viernes en la ciudad de San Nicolás, se justifica en que la calificación que pretende imponer la UE constituye para las provincias una barrera paraarancelaria injustificada que busca vetar las exportaciones de biodiésel, poniendo en riesgo un mercado de US$400 millones anuales y miles de puestos de trabajo en la Argentina.
El frente regional advirtió que esta «trampa regulatoria» vacía de contenido el acuerdo comercial con el Mercosur, de reciente aprobación legislativa en la Argentina. Mientras el tratado propone un arancel cero para el biocombustible, la normativa ambiental europea impediría que el producto sea computado para las metas de descarbonización de los países miembros, explicaron fuentes provinciales.
De concretarse, aseguran, ningún comprador en la UE optaría por el biodiésel argentino, ya que no le serviría para cumplir con sus cuotas legales de energías renovables, bloqueando el acceso de manera fáctica. La pretensión de la UE es aplicar el criterio de Cambio Indirecto del Uso del Suelo (ILUC), que sostiene que ciertos cultivos destinados a biocombustibles podrían generar impactos ambientales indirectos.
Una task force público-privada
Con el impulso del gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, y la Ley 14.224, la provincia coordina un Grupo de Trabajo ad hoc para consolidar los fundamentos del reclamo en un Dossier Técnico-Jurídico. El objetivo es repetir el éxito obtenido en el año 2016, cuando la Argentina ya impuso su postura ante la UE en un panel similar de la OMC.
En aquella oportunidad, el organismo internacional falló en contra de las medidas proteccionistas europeas. El bloque comunitario había instrumentado una medida antidumping argumentando el diferencial de precios entre la soja y el aceite de soja, pero la decisión en contrario obligó a reabrir el mercado para la producción local tras demostrarse la inconsistencia de sus argumentos técnicos.
Las fuentes consultadas señalaron que la idea es que los gobernadores de las provincias que conforman la Región Centro, Maximiliano Pullaro de Santa Fe, Martín Llaryora de Córdoba, y Rogelio Frigerio de Entre Ríos, le pidan audiencia al Canciller Pablo Quirno, para poner al tanto de los fundamentos del pedido de presentación ante la OMC.
Dada la complejidad técnica y jurídica del caso, consideran que resulta imprescindible constituir lo que denominan «un task force público-privado, con articulación a nivel nacional y provincial», orientado a la recopilación, validación y sistematización de evidencia científica, económica y estadística para la defensa de la posición argentina en la OMC.
La jornada en Expoagro permitió definir la estrategia camino a la OMC.
De la jornada en Expoagro, en el encuentro “Región Centro: el biodiésel como motor de futuro” participaron los ministros de Desarrollo Productivo de Santa Fe, Gustavo Puccini; de Bioagroindustria de Córdoba, Sergio Busso; de Desarrollo Económico de Entre Ríos, Guillermo Bernaudo; y de Producción de Corrientes, Walter Chávez, junto a representantes de la cadena de valor de la soja y del biodiésel.
Acompañaron la presentación y respaldo a las decisiones el presidente de la Cámara Argentina de Biocombustibles (Carbio), Luis Zubizarreta, el director Ejecutivo de la Bolsa de Comercio de Rosario, Javier Servio, el presidente de Coninagro, Lucas Magnano, y el presidente de Carsfe, Bernardo Vignatti.
Puccini planteó que «la provincia impulsa una agenda de preocupación ante el análisis de la Unión Europea que, de prosperar, impediría a la Argentina exportar biodiésel. Eso significaría que dejarían de ingresar US$400 millones al país y requiere una defensa colectiva con las cámaras, el sector privado, los productores y las Bolsas de Comercio”.
«Acabamos de firmar un acuerdo con la Unión Europea que no debería estar en discusión -agregó el ministro santafesino-, pero luego aparece un informe que califica a la soja como insumo de alto riesgo. Ya se hicieron los esfuerzos técnicos: Cancillería trabajó con todas las cámaras, y Santa Fe fue una de las provincias que se anotó para tener voz.”
Fundamentos para la acción ante la OMC
Para las provincias, la Argentina cuenta con fundamentos jurídicos suficientes para solicitar la apertura de consultas ante la OMC, alegando deficiencias en la medida ILUC, tal el documento que se está consolidando entre los representantes públicos y privados del sector para presentar a la Cancillería.
En ese sentido se asegura que la eventual medida «carece de sustento científico objetivo y metodología transparente, opera como una restricción cuantitativa encubierta, es incompatible con los principios de no discriminación y previsibilidad y produce un efecto comercial equivalente a una prohibición de importación».
Actualmente, el acceso del biodiesel argentino al mercado europeo se encuentra restringido mediante un esquema dual. «Por un lado hay derechos compensatorios elevados, aplicados tras una revisión por presuntos subsidios, que constituyen una barrera significativa al comercio»; explican.
El ministro Puccini está a cargo de la coordinación del reclamo de las provincias por la regulación prohibitiva de la UE.
Por otro, restricciones regulatorias de carácter ambiental, derivadas de la clasificación de la soja y sus derivados como de alto riesgo de cambio indirecto del uso del suelo (ILUC) en el marco de la normativa europea sobre energías renovables, lo que «conduce a su exclusión progresiva del cómputo de energías renovables y genera un efecto práctico equivalente a una prohibición de importación».
Para las provincias, la clasificación ILUC constituye una medida no arancelaria de carácter regulatorio con efectos restrictivos sobre el comercio internacional, sujeta al escrutinio del GATT de 1994 y de las disciplinas OMC aplicables a medidas que afectan el acceso a los mercados. «Si bien se presenta como una regulación ambiental, su diseño y efectos -se aseguró- revelan una función restrictiva del comercio, configurando una barrera no arancelaria encubierta».
En mayo de 2013, la Argentina solicitó la apertura de consultas ante la OMC contra la Unión Europea por la imposición de derechos antidumping y compensatorios al biodiésel argentino. Tras el fracaso de las consultas, se constituyó un panel en enero de 2014.
En marzo de 2016, el panel concluyó que las metodologías utilizadas por la Unión Europea eran incompatibles con las disciplinas del Acuerdo Antidumping, fallo que fue sustancialmente confirmado por el Órgano de Apelación en octubre de 2016.
En 2017, la Unión Europea modificó su normativa, reabriendo el mercado europeo al biodiésel argentino. Este antecedente confirma que medidas europeas basadas en metodologías no compatibles con las normas OMC pueden ser exitosamente cuestionadas en el sistema multilateral de comercio.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, afirmó este jueves que ponerle fin a la teocracia chiita en Irán es una prioridad mayor que el aumento de los precios del petróleo. De todas formas, el gobierno anunció el miércoles que liberará más de cien millones de barriles de su reserva estratégica de petróleo, en una jornada en la que los precios vuelven a tocar los US$ 100 por barril.
Trump fue más allá e incluso garantizó que el aumento de precios beneficiará a su país. «Estados Unidos es, con diferencia, el mayor productor de petróleo del mundo, así que cuando los precios del petróleo suben, ganamos mucho dinero. Pero, como presidente, para mí es mucho más importante e interesante impedir que un imperio malvado, Irán, adquiera armas nucleares y destruya Medio Oriente y, de hecho, el mundo».
EE.UU. es el mayor productor de petróleo crudo del mundo, con una producción actual de 13,6 millones de bpd, aunque sigue siendo un importador neto, con un diferencial de 2,2 millones de barriles por día importados en 2025.
La suba del petróleo viene impactando desde la semana pasada en los precios de los combustibles en el surtidor en EE.UU., que ya alcanzaron su mayor nivel en la era Trump, si se considera tanto su primera presidencia como la actual.
EE.UU. libera barriles de la reserva estratégica
El Departamento de Energía de EE.UU. anunció la liberación de 172 millones de barriles de su reserva estratégica de petróleo, como parte de un plan coordinado entre los miembros de la Agencia Internacional de Energía (IEA).
Sin embargo, el anuncio de EE.UU. no impactó inmediatamente en los precios. La jornada del jueves volvió a registrar subas importantes que llevaron al Brent nuevamente a cruzar los 100 dólares por barril.
EE.UU. liberará los 172 millones de barriles a partir de la semana próxima, dijo el secretario de Energía, Chris Wright. «Esto tardará aproximadamente 120 días en entregarse según las tasas de descarga planificadas», explicó el funcionario.
Los países acordaron esta semana poner a disposición del mercado 400 millones de barriles de petróleo de sus reservas de emergencia. Los miembros de organismo energético mantienen reservas estratégicas por un total de más de 1200 millones de barriles. Japón y el Reino Unido ya se han comprometido a liberar 80 millones de barriles y 13,5 millones de barriles, respectivamente.
Esta liberación coordinada de reservas será la sexta en la historia del organismo. Las acciones colectivas anteriores sucedieron en 1991, 2005, 2011 y dos veces en 2022.
La reserva estratégica de petróleo de EE.UU. es la más grande entre los 32 países miembros del IEA, con 415,4 millones de barriles disponibles.
YPF Luz firmó un acuerdo con Skyonline, datacenter líder en servicios de colocation y soluciones en la nube, para abastecer con energía renovable al Datacenter Tier III Compliant, ubicado en la ciudad de Buenos Aires.
De esta manera, Skyonline cubre el 85 % de su demanda eléctrica por un plazo de tres años. La energía abastecida es de 7.200 MWh al año, aproximadamente, y equivale al consumo anual de más 3.000 hogares argentinos.
La energía proviene del Parque Eólico General Levalle, ubicado al sur de la provincia de Córdoba y del Parque Solar El Quemado, ubicado en Mendoza, que será el parque solar más grande del país y ya opera 200 MW de los 305 MW que generará en total.
El CEO de Skyonline, Rafael Ibañez, destacó que “este acuerdo con YPF Luz representa un paso concreto en nuestra estrategia de sostenibilidad. Operamos infraestructura crítica para empresas de todo el país y entendemos que la transformación digital también debe ser una transformación energética. Incorporar energía renovable al corazón de nuestro datacenter nos permite reducir huella de carbono sin resignar disponibilidad ni performance”.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, afirmó “nos enorgullece que una empresa como Skyonline confíe en YPF Luz para abastecer sus operaciones con energía renovable. Los datacenters requieren de un suministro de alta confiabilidad y eficiencia, y este acuerdo demuestra que nuestra compañía ofrece una alternativa competitiva para las industrias que lideran la transformación digital”.
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa generadora de energía eléctrica que opera desde 2013. La compañía alcanzó una capacidad instalada total de 3,6 GW y abastece el 10 % de la demanda eléctrica del país. Actualmente, está construyendo un parque solar en Mendoza y un proyecto de almacenamiento de baterías en la provincia de Buenos Aires.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) avanza con la mayor inversión energética de su historia: USD 3.000 millones para construir un corredor industrial completo entre Tratayén (Neuquén) y Bahía Blanca, destinado a procesar, transportar, fraccionar y exportar los líquidos del gas natural de Vaca Muerta.
No se trata solo de un ducto: el proyecto incluye dos plantas industriales nuevas, una en Neuquén y otra en Buenos Aires, además de una terminal marítima refrigerada para exportación.
La obra, que se encuentra en etapa final de decisión (FID), demandará 45 meses de ejecución, generará 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos, y atravesará cuatro provincias. La traza del poliducto —de 573 a 700 kilómetros, según la configuración final de ramales— conectará la planta de procesamiento de Tratayén con el polo petroquímico bahiense, cruzando Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.
En Tratayén, TGS construirá una planta de procesamiento de gas rico con capacidad para 40 a 43 millones de m³/día, diseñada para separar y estabilizar los líquidos (C3, C4 y C5+). La producción estimada es de 2,8 millones de toneladas anuales, que luego viajarán por el poliducto hacia el Atlántico.
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En Bahía Blanca, el proyecto contempla una planta de fraccionamiento de 90.000 barriles diarios, capaz de producir 2,7 millones de toneladas anuales de propano, butano y gasolina natural. El complejo incluirá tanques refrigerados de 100.000 m³ para propano, 70.000 m³ para butano y dos tanques de 30.000 m³ para gasolina natural, además de una terminal marítima especializada para exportación en White–Galván.
La magnitud del proyecto anticipa una demanda inédita de proveedores. La construcción del ducto requerirá miles de toneladas de cañerías API de 20 pulgadas, soldadura automática y manual, sidebooms, retroexcavadoras, topadoras, estaciones de bombeo, válvulas de alta presión y sistemas SCADA.
Las plantas industriales demandarán obra civil pesada, estructuras metálicas, equipos rotantes, skids de bombeo, instrumentación y control, sistemas contra incendio, subestaciones eléctricas, líneas de media tensión y montaje electromecánico integral.
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La logística será crítica: el proyecto movilizará miles de camiones durante casi cuatro años, exigirá permisos viales especiales, cruces de ríos y rutas, servidumbres de paso y campamentos industriales en cuatro provincias. También se requerirán servicios ambientales, consultoras de impacto social, seguridad industrial y equipamiento de protección personal en grandes volúmenes.
El impacto económico es directo. TGS proyecta exportaciones por USD 1.200 a 2.000 millones anuales y un movimiento adicional de 3 millones de toneladas por año en el complejo portuario White–Galván. Para Bahía Blanca, la obra consolida su rol como nodo energético y petroquímico del país; para Neuquén, asegura capacidad de procesamiento para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.
La decisión final de inversión se espera para las próximas semanas. Si se confirma, la obra comenzará en 2026 y abrirá un ciclo de demanda sostenida para contratistas, metalúrgicas, ingenierías, transportistas y proveedores industriales de todo el país.
La visión de Runrún
El proyecto de TGS redefine la infraestructura energética argentina. No es un ducto: es un sistema industrial completo que transforma el gas rico de Vaca Muerta en productos exportables a escala global. La instalación de dos plantas nuevas, sumada a la terminal marítima y al poliducto, abre una ventana de oportunidades inédita para proveedores.
La obra marcará el ritmo de la cadena de valor energética durante los próximos cuatro años y posicionará a Argentina en una nueva liga logística y productiva.
Chevron reforzó su visión sobre el papel estratégico de la Argentina en el mercado energético global. En un contexto de demanda mundial en crecimiento, la compañía afirmó que el país es un actor central para abastecer petróleo y gas en los próximos años.
La petrolera destacó la calidad de los recursos, la competitividad de Vaca Muerta y el impacto de las reformas económicas en la previsibilidad del clima de inversión.
La empresa señaló que la demanda global de energía volverá a marcar un récord en 2026. El crecimiento de Asia, la expansión industrial y la necesidad de combustibles para transporte y petroquímica sostienen un mercado que sigue siendo profundo y dinámico. En ese escenario, Argentina aparece como un proveedor relevante por su escala, su productividad y su potencial de expansión.
Chevron remarcó que las inversiones energéticas de largo plazo requieren estabilidad macroeconómica, reglas claras y libertad para mover capital. La compañía valoró las reformas orientadas al mercado, la disciplina fiscal y la desregulación como señales que fortalecen la confianza de los inversores.
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También destacó el impacto del régimen de incentivos a grandes inversiones y los acuerdos bilaterales que buscan facilitar el comercio y la cooperación tecnológica.
La petrolera es uno de los actores más importantes de Vaca Muerta. Junto a YPF impulsó el desarrollo de Loma Campana, el proyecto que abrió el shale argentino al mundo. La empresa considera que la combinación de recursos de clase mundial, competitividad operativa y un marco regulatorio estable puede convertir a la Argentina en un proveedor energético de escala global.
El mensaje de Chevron confirma una tendencia: el mundo necesita más energía y busca proveedores confiables. Argentina tiene recursos, talento y capacidad industrial para ocupar ese lugar. Si sostiene estabilidad macroeconómica y reglas previsibles, puede transformar su potencial en inversiones duraderas, infraestructura estratégica y una inserción global más sólida.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo mantuvo sin cambios su previsión de demanda global de crudo para los próximos años. El cartel proyecta un consumo en torno a los 106,5 millones de barriles diarios en 2026 y 107,8 millones en 2027, apoyado en un crecimiento económico mundial cercano al 3% anual y en la expansión sostenida de Asia, con China e India como principales motores.
El informe destaca que el aumento del consumo estará impulsado por los combustibles para el transporte, la recuperación plena de la aviación comercial y una actividad industrial, agrícola y de la construcción todavía robusta en países no pertenecientes a la OCDE.
La demanda se desplaza geográficamente, pero no se reduce: el mundo sigue necesitando petróleo para mover carga, personas y producción.
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En paralelo, la Agencia Internacional de la Energía decidió liberar alrededor de 400 millones de barriles de sus reservas estratégicas para compensar riesgos de interrupción de suministro vinculados a tensiones en rutas críticas como el estrecho de Ormuz. Es una señal clara: los reguladores están dispuestos a usar su “colchón” de seguridad para evitar un shock de oferta y moderar la volatilidad de precios.
Para los países productores y las cadenas de valor asociadas, el mensaje es doble. Por un lado, la demanda estructural de crudo se mantiene firme en el mediano plazo. Por otro, la coordinación entre grandes consumidores y organismos multilaterales busca evitar crisis abruptas que frenen inversión o destruyan actividad.
La comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones de la Legislatura de Neuquén inició el análisis del proyecto que propone crear un régimen de regalías para las empresas dedicadas a la explotación minera en la provincia. La iniciativa fue presentada por el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo, durante la apertura del período de sesiones ordinarias.
El proyecto establece una alícuota que oscilará entre el 2% y el 3% sobre el valor de boca de mina, según el proceso que se realice sobre el mineral en origen. Las empresas que agreguen valor dentro de la provincia tributarán el 2%, mientras que aquellas que comercialicen el recurso sin elaboración deberán abonar el 3%.
Al explicar los alcances de la propuesta, el presidente de la comisión, Damián Canuto, señaló que el objetivo es “monetizar nuestros recursos” y generar una compensación para la provincia por la extracción de recursos naturales no renovables del suelo y subsuelo neuquino.
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El proyecto también incorpora alícuotas diferenciadas, una tasa específica para garantizar el control de la actividad y la creación del Fondo de Desarrollo Minero y Sustentabilidad Ambiental (FODEMSA).
Durante la misma reunión, los diputados comenzaron a analizar una actualización del Código de Procedimiento Minero, cuya normativa vigente data de 1970 y no incorpora los criterios ambientales posteriores a la reforma constitucional de 1994. La propuesta busca digitalizar trámites, habilitar expediente electrónico, incorporar herramientas tecnológicas y unificar plazos conforme al nuevo Código Procesal Civil.
Para continuar con el análisis, la comisión convocará a funcionarios de la Dirección de Minería y solicitará al Ministerio de Turismo y Medio Ambiente un informe sobre la asignación de tierras destinadas a la extracción de áridos en la zona de Pulmarí.
Neuquén cerró 2025 con un desempeño histórico: exportó USD 4.534 millones, un crecimiento del 18,8% interanual que consolidó a la provincia como el principal polo energético del país. El 96,7% de esas ventas externas provino de petróleo y gas, impulsadas por la expansión de Vaca Muerta y por una infraestructura que hoy permite evacuar volúmenes récord.
La producción provincial alcanzó 566.966 barriles diarios de petróleo, el nivel más alto registrado, mientras que el gas llegó a 113,92 millones de m³/día, con una participación no convencional del 90,75%. Este salto productivo se tradujo en un aumento sostenido de exportaciones hacia los mercados del USMCA y de la ALADI, que absorbieron más de USD 3.700 millones en crudo neuquino.
El crecimiento se explica por la actividad de los principales operadores de la cuenca. En petróleo, los bloques más dinámicos fueron Bandurria Sur, Lindero Atravesado, Mata Mora Norte, La Angostura Sur II y Rincón de Aranda, donde las compañías ampliaron capacidad, incorporaron nuevos pads y aceleraron la curva de aprendizaje del shale. En gas, los proyectos de Sierra Chata, La Calera, Aguada Pichana Este, Bandurria Sur y La Angostura Sur II sostuvieron la oferta en niveles récord.
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La infraestructura acompañó el salto productivo. Oldelval completó ampliaciones que permiten evacuar la nueva producción hacia el Atlántico, mientras que OTASA incrementó los envíos a Chile con un crecimiento del 82% en el primer trimestre de 2025. A esto se suma el avance del Vaca Muerta Oil Sur, el oleoducto que conectará la cuenca con Punta Colorada para exportación directa.
A pesar de estos números, la formación está lejos de su techo. Solo el 8% de Vaca Muerta está explotado, según datos técnicos de YPF, y menos del 15% tiene actividad exploratoria o pilotos en marcha. Más del 80% de la superficie permanece intacta, sin pozos ni infraestructura. Este nivel de subdesarrollo relativo explica por qué la producción sigue creciendo aun con inversiones moderadas y por qué la curva de expansión tiene décadas por delante.
El resultado es un cambio estructural: Argentina pasó de un déficit energético de USD 7.000 millones a un superávit de USD 8.000 millones, con una proyección oficial que estima USD 30.000 millones de saldo positivo en los próximos cinco años si la infraestructura continúa expandiéndose al ritmo actual.
La visión de Runrún
Vaca Muerta está mostrando su escala real. La combinación de operadores con músculo financiero, infraestructura en expansión y mercados externos demandantes está transformando a Neuquén en un actor energético de peso global. El dato clave es que este salto exportador se logró con apenas una fracción mínima de la formación en desarrollo. Para la Argentina, esto abre una ventana estratégica: más divisas, más actividad y un sector energético que ya opera con lógica de largo plazo.
Quintana Energy consolidó su posición como el operador más activo en la lengua mendocina de Vaca Muerta tras completar la sísmica 3D en el bloque Cañadón Amarillo, una superficie de 202,5 km² ubicada en el sur provincial.
La adquisición de datos, realizada junto a TSB, demandó una inversión de USD 4 millones y utilizó diez vibradores sísmicos para obtener un modelo de subsuelo de alta resolución.
La ministra de Energía de Mendoza, Jimena Latorre, destacó que Quintana es hoy la empresa que “más rápido avanza” en la exploración no convencional de la provincia. El proyecto entra ahora en la etapa de procesamiento y modelado geológico, paso previo a la definición de las primeras locaciones de perforación.
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La actividad se desarrolla en un contexto donde Mendoza busca consolidar su propia ventana de shale. Además de Quintana Energy, la provincia cuenta con compromisos de YPF, que ya perforó dos pozos y tiene un tercero programado en los bloques CNVII y CNVIIA, y con la presencia de operadores como Aconcagua Energía, Phoenix Global Resources y El Trébol, que avanzan en estudios y reprocesamiento sísmico en áreas como Payún Oeste y Paso de las Bardas Norte.
La zona con potencial no convencional supera los 800 km², y la sísmica de Quintana Energy es la más extensa realizada hasta ahora en la provincia. El objetivo es determinar continuidad de roca, espesores, presión de poro y calidad de la ventana térmica, variables clave para evaluar la viabilidad de un desarrollo shale en la región.
Si los resultados técnicos acompañan, Mendoza podría sumar una nueva frontera productiva al mapa energético nacional, con un desarrollo que complementaría la ventana neuquina de Vaca Muerta.
La visión de Runrún
La exploración en Mendoza dejó de ser un ejercicio preliminar. Con la sísmica 3D de Quintana Energy y los compromisos de YPF, la provincia ingresa en una fase técnica seria. El desafío será validar la roca y demostrar continuidad con la ventana neuquina. Si eso ocurre, Mendoza puede convertirse en la próxima frontera del shale argentino.
Vaca Muerta atraviesa el mayor ciclo de actividad de su historia y eso se refleja en los salarios. Con casi 100.000 etapas de fractura acumuladas, una producción que rozó los 880.000 barriles diarios en diciembre y un objetivo de llegar al millón de barriles/día en 2026, la demanda de personal técnico está en máximos históricos.
Las operadoras y empresas de servicios compiten por talento en un mercado de pleno empleo, impulsado por obras como Vaca Muerta Sur, Duplicar Norte, la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y nuevos proyectos midstream.
El resultado es una estructura salarial que se ubica entre las más altas del país. Los relevamientos privados del sector muestran que los sueldos petroleros en la Cuenca Neuquina alcanzan cifras históricas, con brechas de hasta $7 millones frente a otras regiones.
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La brecha patagónica es contundente: un Gerente de Planta puede ganar $21,6 millones en la Patagonia, frente a $17,3 millones en Buenos Aires y $14,2 millones en el NEA.
Por qué los sueldos están en máximos históricos
Los análisis de mercado coinciden en que la combinación de factores es clara:
• Escasez de perfiles técnicos especializados.
• Expansión simultánea de obras midstream y downstream.
• Alta rotación y competencia entre operadoras y contratistas.
• Digitalización del campo (automatización, SCADA, telemetría).
• Aislamiento geográfico y diagramas exigentes.
La industria opera al límite de su capacidad y necesita asegurar talento crítico para sostener el ritmo de perforación, fractura y construcción de infraestructura.
Los cinco perfiles más buscados en 2026
• Ingenieros de pozo y reservorio
• Especialistas en logística midstream
• Operadores de maquinaria pesada y sidebooms
• Soldadores API
• Expertos en automatización y SCADA
La proyección del sector estima que la expansión de la cuenca generará 40.000 nuevos empleos directos e indirectos hacia fin de la década.
Contexto productivo: por qué suben los salarios
• 2.300 fracturas mensuales como nuevo piso operativo.
• Inversiones crecientes en infraestructura para evacuar crudo y gas.
• Mayor complejidad técnica en pozos horizontales de 3.000 a 3.500 metros.
• Competencia entre operadoras por asegurar equipos y cuadrillas completas.
El mercado laboral de Vaca Muerta entró en una fase de competencia abierta por talento. Los salarios récord no son un fenómeno aislado: son la consecuencia directa de un ecosistema que opera en máxima expansión, con obras estratégicas, producción en niveles históricos y una demanda técnica que supera ampliamente la oferta. Para las empresas, el desafío es retener perfiles críticos; para los trabajadores, es el mejor momento de la década para ingresar o escalar en la industria.
La exploración en la Cuenca Argentina Norte atraviesa una transición. Las operadoras que trabajaron en los bloques CAN 107 y CAN 109 completaron la etapa sísmica, pero no avanzaron hacia la perforación exploratoria. La industria ahora observa con atención la nueva campaña que comenzará en el offshore uruguayo.
Los bloques frente a Mar del Plata abarcan más de 15.000 km² en aguas que van desde los 200 hasta los 2.500 metros. La inversión en estudios sísmicos superó los 90 millones de dólares. Los datos fueron procesados, pero no se solicitó el permiso para perforar un pozo, un paso clave para validar la presencia de hidrocarburos.
El antecedente inmediato es el pozo Argerich x-1, perforado en 2024 en el bloque CAN 100, que no mostró indicios claros de petróleo. Estos resultados iniciales no descartan el potencial regional, pero sí obligan a recalibrar expectativas y avanzar con mayor evidencia técnica.
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Mientras tanto, Uruguay inicia una campaña sísmica de gran escala en varias áreas de su plataforma marítima. Si los datos confirman un sistema petrolero activo, el impacto será regional: un hallazgo del lado uruguayo revaloriza de inmediato la Cuenca Argentina Norte y puede reactivar la perforación en los bloques locales.
La industria offshore opera con probabilidades de éxito exploratorio cercanas al 7%. Para descartar un área se necesitan decenas de pozos, no uno. Por eso, la pausa actual no implica un retroceso, sino una etapa de maduración técnica.
El offshore argentino no se detiene: se recalibra. La industria avanza por ciclos y la evidencia regional puede acelerar la próxima etapa. Uruguay abre una ventana de oportunidad que, si confirma potencial, reposicionará al Mar Argentino como un activo estratégico para diversificar la matriz energética, atraer inversión y desarrollar cadenas de valor portuarias y de servicios.
Chubut presentó en Nueva York una agenda centrada en atraer inversiones para energía, tecnología y logística. La provincia expuso su potencial ante fondos internacionales y empresas globales, con especial interés en proyectos de data centers impulsados por compañías tecnológicas de primera línea.
La delegación provincial destacó que la Patagonia reúne condiciones únicas para infraestructura digital: clima frío, disponibilidad de energía, grandes extensiones de terreno y costos operativos competitivos. Estos factores permiten pensar en centros de datos de escala, integrados a un sistema energético confiable y diversificado.
El gobernador Ignacio Torres subrayó que la estrategia provincial apunta a generar previsibilidad y reglas claras para inversores. Señaló que el contexto global coloca a la Argentina en un lugar estratégico por sus recursos energéticos, su capacidad logística y su potencial en economía del conocimiento.
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La comitiva incluyó representantes del sector sindical y de empresas energéticas, que remarcaron la importancia de mostrar una agenda articulada entre Estado, trabajadores y compañías. La presencia conjunta busca transmitir estabilidad, capacidad operativa y visión de largo plazo.
Chubut apuesta a consolidarse como un polo energético y tecnológico. La provincia combina experiencia en hidrocarburos y gas, infraestructura portuaria y logística, recursos humanos calificados y un fuerte potencial para energías renovables y servicios digitales. La articulación de estos sectores abre oportunidades para proyectos de alto impacto en la región.
La Patagonia puede transformarse en un hub de energía y tecnología si sostiene previsibilidad y cooperación público–privada. Chubut busca capitalizar su ventaja competitiva: recursos, clima, infraestructura y talento. En un mundo que demanda más energía y más capacidad digital, la provincia se posiciona para atraer inversiones de largo plazo y generar desarrollo sostenido.
Chevron y Shell iniciaron negociaciones avanzadas para operar activos clave de petróleo y gas en Venezuela, luego del cambio político producido tras la captura de Nicolás Maduro. Las conversaciones se desarrollan bajo un nuevo marco regulatorio que habilita a compañías extranjeras a producir, exportar y comercializar hidrocarburos venezolanos con mayor autonomía operativa.
Las dos petroleras estadounidenses evalúan incorporarse a proyectos de alto potencial en la Faja del Orinoco y en zonas productoras de crudo liviano y gas en el oriente del país. Entre las áreas en análisis se encuentran:
• Petropiar (Chevron): proyecto de crudo extrapesado en la Faja del Orinoco, donde la compañía busca ampliar capacidad y obtener mayor control operativo.
• Ayacucho 8 (Chevron): bloque con reservas significativas de crudo extrapesado, con posibilidad de un nuevo contrato de producción.
• Carito y Pirital (Shell): campos ubicados en el estado Monagas, con producción de crudo liviano y gas asociado, estratégicos para exportación.
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La nueva legislación venezolana permite que empresas internacionales operen incluso con participación accionaria minoritaria, eliminando restricciones históricas que limitaban la gestión directa de los proyectos. Este cambio abre la puerta a inversiones en infraestructura, recuperación secundaria, mejoramiento de crudos y ampliación de capacidad instalada.
Estados Unidos anunció que supervisará los acuerdos para garantizar seguridad jurídica y cumplimiento normativo, lo que otorga previsibilidad adicional para las compañías interesadas. Chevron y Shell analizan planes de expansión que incluyen modernización de instalaciones, incremento de producción y desarrollo de proyectos integrados orientados a exportación.
Las negociaciones avanzan en paralelo a la revisión de activos existentes, la evaluación de nuevas oportunidades de exploración y la redefinición del rol de PDVSA en los futuros contratos.
La cuenta regresiva ya comenzó para la quinta edición de Future Energy Summit (FES) Caribe, que se celebrará los 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana.
A poco más de un mes del encuentro, el evento se perfila nuevamente como el principal punto de reunión para ejecutivos, inversores, desarrolladores y autoridades que siguen de cerca la evolución del mercado energético en Centroamérica y el Caribe.
La quinta edición contará con el respaldo de empresas internacionales de referencia como Sungrow, JA Solar, CATL, SL Rack, Soventix, Schletter, Gotion, FMO, Solar Steel, Pylontech, Marsh, TCL, Jiménez – Peña, FlexGen, Cifi, Antai, BLC Power Generation, TLS, Ennova, SolaX Power, Milwaukee Tool, Banco Popular Dominicano, CFS y Reneergy, entre otros actores relevantes de la industria.
Además de las sesiones de debate, el evento se distingue por sus espacios de networking de alto nivel, donde ejecutivos y representantes de empresas avanzan en alianzas estratégicas y acuerdos comerciales que impulsan el desarrollo de proyectos y la transición energética en distintos mercados de América Latina.
La realización de FES Caribe en República Dominicana coincide con un momento de gran dinamismo para el mercado energético local, particularmente en el desarrollo de proyectos renovables con almacenamiento.
Uno de los procesos más relevantes es la Licitación Pública Internacional EDES-LP-NGR-01-2025, destinada a adjudicar 600 MW de generación renovable con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), proceso que despertó un fuerte interés por parte del sector privado, con propuestas que alcanzaron 1546 MWp y 1294,57 MWn, casi triplicando la capacidad convocada.
En total se presentaron 20 proyectos —19 solares y uno eólico—, reflejando el creciente atractivo del mercado dominicano para desarrolladores e inversores. La apertura de las ofertas económicas se realizará el 7 de abril, paso que marcará el inicio de la evaluación financiera y el eventual mecanismo de subasta.
Y de acuerdo con el cronograma del proceso, la evaluación económica se desarrollará durante abril, mientras que la publicación de la adjudicación está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con la firma de contratos proyectada para el 22 de mayo.
Centroamérica y el Caribe avanzan con nuevos procesos de contratación
El dinamismo del mercado energético regional no se limita a República Dominicana, ya que diversos países del Caribe y Centroamérica avanzan con subastas y reformas regulatorias que amplían las oportunidades de inversión en energías renovables y almacenamiento.
En Panamá, la licitación LPI No. ETESA 01-25, recibió siete ofertas provenientes de seis generadoras que en conjunto representan hasta 260,57 MW de capacidad potencial entre proyectos eólicos e hídricos y la adjudicación está prevista para el 24 de abril.
Por su parte, Honduras extendió por tres meses el plazo para la recepción de ofertas de su licitación internacional de 1500 MW, uno de los procesos de contratación de capacidad más relevantes en la historia reciente del país, por lo que el nuevo plazo vencerá en junio de 2026, en un contexto de revisión de condiciones técnicas y contractuales.
La magnitud del proceso es significativa, ya que 1500 MW representan una porción relevante de la demanda nacional, lo que podría redefinir la composición futura de la matriz eléctrica hondureña al incorporar generación renovable y soluciones de respaldo hacia el horizonte 2030.
En el Caribe insular, Barbados también avanza con un cambio estructural en su política energética, con una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento mediante sistemas BESS, proceso que cuenta con el respaldo de organismos multilaterales y despertó un alto interés en el sector privado.
Allí más de 200 representantes de más de 40 empresas participaron en la conferencia preliminar organizada por el Gobierno junto al regulador Fair Trading Commission, la utility Barbados Light & Power, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), GEAPP y el Banco Central de Barbados. El proceso marca un punto de inflexión para el país, que hasta ahora operaba bajo un esquema de feed-in tariff y comienza a implementar mecanismos de adjudicación competitiva.
Esto significa que FES Caribe se posiciona como un espacio clave para comprender las tendencias del mercado energético regional en un contexto de nuevas licitaciones, reformas regulatorias y creciente apetito inversor.
Durante dos jornadas de conferencias y reuniones de negocio, ejecutivos del sector analizarán el desarrollo de la energía solar y eólica, la integración del almacenamiento con baterías, los desafíos de financiamiento y las oportunidades que surgen en los distintos mercados de Centroamérica y el Caribe.
El evento espera reunir a cientos de ejecutivos y representantes de empresas líderes del sector, consolidando un entorno donde el intercambio de información estratégica y las reuniones de networking facilitan el avance de proyectos y acuerdos que contribuyen a acelerar la transición energética en la región.
Coral Energía acelera su expansión en el mercado argentino con una amplia cartera de proyectos en desarrollo, principalmente solares y de almacenamiento en baterías.
“Queremos completar 250 MW en operación y tenemos un pipeline importante de 800 MW desarrollados, pensando mucho también en la nueva licitación AlmaSADI y en seguir ampliando nuestro portfolio solar”, afirmó el CEO de Coral Energía, Nahuel Vinzia, al describir la hoja de ruta de crecimiento de la compañía en el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
La empresa avanza con 17 proyectos en construcción en distintas etapas de ejecución, de los cuales 15 son fotovoltaicos y los dos restantes de baterías adjudicados en la licitación AlmaGBA (BESS Parque” y “BESS Pilar”, cada uno de 50 MW de potencia a un precio de USD 11461 MWmes y USD 11979 MWmes, respectivamente).
“El primer proyecto puesto en marcha para Coral es un granito ahora en marzo de 2026 y el resto de los proyectos esperamos que también estén con COD durante 2026”, señaló el CEO de la compañía ante más de 600 líderes del sector.
Cabe recordar que Coral Energía acumula alrededor de 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y proyectos en construcción, mientras proyecta una expansión sostenida hacia el final de la década.
Como parte de esa estrategia, la compañía se ha fijado el objetivo de alcanzar 1 GW de contratos renovables firmados hacia 2030, consolidando su presencia dentro del mercado eléctrico argentino.
Dentro de esa hoja de ruta, el almacenamiento emerge como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de la empresa, especialmente tras su participación en la licitación AlmaGBA, donde fue una de las adjudicatarias más relevantes.
Ahora la mirada está puesta en AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone a lo largo del país, con el objetivo de reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir cortes de suministro en distintas regiones.
Ese recorrido consolidó la visión estratégica de Coral Energía respecto al rol que tendrán las baterías dentro del sistema eléctrico argentino en los próximos años: “Estamos entusiasmados, es tan positivo el recibimiento que vemos el almacenamiento como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de Coral Energía en los próximos años”.
A ello se debe agregar que, la firma también evalúa ampliar su presencia hacia otras tecnologías de generación, en función de su competitividad dentro del sistema eléctrico, a pesar de tener un enfoque principalmente solar y storage.
“Somos una empresa de energía y queremos traer a la mesa proyectos de generación con buen LCOE que ayuden a optimizar el costo general del sistema. Las tecnologías están compitiendo y desde Coral Energía estamos evaluando proyectos eólicos y otro tipo de generación”, subrayó Vinzia.
Señales de precio y previsibilidad para impulsar inversiones
Más allá del avance de proyectos y del potencial de nuevas licitaciones, la evolución del mercado eléctrico argentino será determinante para habilitar nuevas inversiones y contratos de largo plazo, particularmente en el segmento corporativo.
“A medida que aparezcan las señales de precio claras, una vez que pase esta transición y que la demanda otra vez recupere, recién ahí veremos contratos de mediano a largo plazo”, explicó el CEO en FES Argentina.
“Este año tal vez sea de esperar un poco y ver cómo se estabiliza, cómo es la previsibilidad, confiabilidad del nuevo sistema y las señales de precio que sean claras para que la demanda pueda contractualizar (…) Necesitamos que haya previsibilidad, confianza y señales para que siga bajando el costo financiero, que seguramente empujará a todas las tecnologías renovables y al almacenamiento”, agregó
AmCham, la Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina, cerró la edición 2026 de la Argentina Week con un encuentro en Nueva York que reunió a inversores internacionales, empresarios y funcionarios de ambos países. En ese marco, la cámara distinguió a Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, como el Empresario Argentino del Año.
Galuccio fundó Vista hace apenas ocho años. En ese tiempo, la compañía creció de manera exponencial y hoy se consolidó como el principal productor independiente de petróleo y el mayor exportador de crudo de la Argentina. Desde el inicio de sus operaciones en el país, Vista invirtió más de 6.500 millones de dólares en Vaca Muerta y proyecta desembolsar entre 1.500 y 1.600 millones de dólares durante este año. En paralelo, la compañía más que quintuplicó su producción, pasando de 24.500 barriles diarios de petróleo a 135.000 barriles por día.
Visión de largo plazo
Al recibir el premio, Galuccio expresó su “gran aprecio y enorme respeto por AmCham” y destacó que “los lazos entre ambos países han sido fundamentales para el desarrollo de la Argentina. De hecho, el primer proyecto de escala en el de-riskeo de Vaca Muerta fue realizado por nuestra empresa nacional de bandera junto con Chevron”.
En ese sentido, señaló que “el potencial de crecimiento futuro está directamente relacionado con el interés de las empresas norteamericanas en invertir en el recurso no convencional, y AmCham cumple un rol clave como nexo para generar nuevos diálogos y construir puentes entre ambos países”.
Sobre el desarrollo de Vaca Muerta, Galuccio afirmó que “es un hito del cual los argentinos tenemos que sentirnos orgullosos, porque cambió el paradigma energético del país. Hoy estamos en camino de convertirnos en un proveedor global de energía en un mundo que la necesita para el desarrollo del planeta y de su gente”.
“Es también un ejemplo de que cuando los argentinos nos alineamos detrás de una visión de largo plazo somos capaces de hacer cosas extraordinarias”, agregó.
Cultura
El fundador de Vista también destacó el rol de las personas y la cultura de la compañía: “En Vista tenemos profesionales extraordinarios que trabajan dentro de una cultura que los empodera para lograr resultados extraordinarios. Ellos son los verdaderos dueños de este premio”.
Finalmente, Galuccio señaló que la distinción tiene para él un significado especial: “Este premio cierra un círculo que comenzó cuando tenía 25 años en Estados Unidos, un camino que me llevó a recorrer el mundo y que finalmente me devolvió a la Argentina, el país que me formó en lo profesional y en el carácter. Pienso en ese recorrido y solo puedo sentir un profundo agradecimiento hacia quienes fueron parte de este camino: mi país, el equipo de Vista, mi familia, a las provincias de Neuquén y Río Negro y, nuevamente, AmCham”.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) declaró en emergencia el suministro de gas natural en Perú durante 14 días —del 1 al 14 de marzo— tras el siniestro registrado en el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) a la altura del kilómetro 43, lo que redujo drásticamente la disponibilidad de combustible para el sistema energético e impactó de inmediato en el mercado eléctrico.
El precio de la energía en el mercado spot superó los 250 USD/MWh frente a un promedio cercano a 30 USD/MWh registrado en febrero, según datos analizados por Moody’s Local Perú, reflejando la presión que genera la sustitución de generación a gas por combustibles líquidos más costosos.
En este contexto, Eduardo Ramos Arechaga, director de Optima Energy Perú, advirtió que el episodio revela debilidades estructurales del sistema energético nacional, lo que pone en evidencia la necesidad de fortalecer la resiliencia.
“Pasamos de operar con costos bajos y estabilidad a un régimen de emergencia donde cada molécula se raciona y los precios se disparan. La dependencia no es solo cuantitativa (el porcentaje que aporta), sino cualitativa: el gas es el respaldo de las renovables y el combustible de ajuste de todo nuestro sistema. Sin él, el modelo de despacho económico simplemente colapsa”, explicó Ramos Arechaga.
Al mismo tiempo, la situación volvió a instalar el debate sobre la diversificación de la matriz eléctrica y el rol que pueden desempeñar las energías renovables para reducir la exposición del sistema a interrupciones en el suministro de combustibles.
“El debate no puede ser gas versus renovables, sino cómo integrar renovables con almacenamiento y respaldo flexible para que el sistema sea robusto en todos los escenarios”, sostuvo el director de Optima Energy Perú.
En ese escenario, el ejecutivo remarcó que la expansión de generación solar y eólica puede contribuir a moderar los costos del sistema, especialmente en contextos de volatilidad en los combustibles.
“Cada MWh renovable que ingresa al sistema es un MWh que no se genera con diésel a 300 o 400 soles / MWh”, apuntó Ramos Arechaga.
Actualmente, la matriz eléctrica peruana presenta una dinámica estacional marcada: durante la primera mitad del año predomina la generación hidroeléctrica, mientras que en la segunda —cuando disminuyen los caudales— la generación térmica a gas gana protagonismo (llegando a más del 50%)
“El día de hoy, por ejemplo, la generación solar y eólica está aportando cerca del 10% de la demanda. Es valioso, pero no suficiente para reemplazar el 40% que aporta el gas. Son un complemento que va cobrando y cobrará mucho más protagonismo, pero no es un sustituto”, manifestó.
Frente a este escenario, el ejecutivo señala que el almacenamiento energético podría desempeñar un rol clave para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico, especialmente en situaciones de contingencia.
“Para sustituir la potencia firme que hoy aporta el gas —unos 3.000 MW en estiaje— necesitaríamos una capacidad de almacenamiento que hoy es inviable económica y técnicamente”, agregó el ejecutivo.
Cabe recordar que el sector renovable está a la espera de la reglamentación de la Ley 32249, que busca habilitar el arbitraje de energía y potencia y abrir nuevas oportunidades de negocio para sistemas de almacenamiento como las baterías.
La normativa será determinante para definir el funcionamiento del esquema de licitaciones para distribuidoras y el desarrollo del mercado de servicios complementarios en el sistema eléctrico.
“Las licitaciones de BESS deberían ser una prioridad, no un piloto”, enfatizó.
Además, el ejecutivo advirtió: “El reglamento de licitaciones de distribuidoras sigue pendiente. Sin él, no hay señales de largo plazo para nueva oferta, ya sea renovable o firme”.
El mercado fotovoltaico global atraviesa una nueva dinámica marcada por cambios regulatorios y fiscales en China, que comenzaron a alterar el comportamiento de la demanda y a impulsar compras anticipadas de módulos solares por parte de desarrolladores y distribuidores a nivel internacional.
“En abril se quita la devolución de IVA en China, entonces hubo mucha demanda para marzo porque muchos querían aprovechar ese precio de descuento”, señaló Marcos Donzino, Head of Sales South America de JA Solar, durante Future Energy Summit (FES) Argentina, evento que reunió a 600 ejecutivos y especialistas del sector energético.
«Todos saben de la suba de precios de paneles que hubo desde diciembre hasta hoy, que era una suba un poco inesperada porque nos habíamos acostumbrado a que los paneles cada vez sean más competitivos. Es un mercado muy volátil y está muy sujeto a shocks políticos o económicos; el mercado rota a un esquema de compresión de oferta y apuntando más a eficiencia y no solo precio”, explicó.
Dentro de esta evolución, la compañía está enfocando su estrategia en módulos con tecnología TOPCon, que permiten mejorar el rendimiento manteniendo dimensiones y características operativas compatibles con proyectos existentes.
“Nuestro objetivo es reducir el riesgo del cliente, porque sabemos que todos los proyectos son proyectos de riesgo al final”, señaló Donzino.
En este contexto, el directivo destacó que el almacenamiento energético comienza a ganar protagonismo dentro del desarrollo del mercado argentino, especialmente como complemento para proyectos solares de gran escala, considerando que una obra de transmisión requiere más tiempo para su puesta en marcha en comparación que un sistema BESS.
«Toda fuente renovable que tiene intermitencia también vierte mucha energía a mediodía, entonces el storage puede dar más fiabilidad y rentabilidad al proyecto”, agregó.
El ejecutivo también identificó un creciente interés por soluciones energéticas en el segmento comercial e industrial, donde empresas buscan optimizar su consumo mediante generación distribuida y almacenamiento.
Según explicó, a medida que los mercados eléctricos evolucionen hacia esquemas de precios horarios, estas soluciones podrían habilitar nuevos modelos de negocio vinculados a la gestión de la energía. En ese sentido, mencionó experiencias de otros mercados de la región.
“Habrá bastante oportunidad para lo que es por ahí ser un trading de energía, por ejemplo cuando tengamos un sistema más parecido a las bandas horarias que existen en Chile”, indicó.
En ese escenario, JA Solar busca consolidar su posicionamiento en la región apoyándose en una integración completa de la cadena de valor fotovoltaica, desde la producción de silicio, lingote, oblea y celada, hasta la fabricación de módulos.
Actualmente, la compañía cuenta con alrededor del 14% de participación en el mercado global de módulos solares y continúa ampliando su presencia comercial en América Latina, donde ya tienen un equipo de cuarenta personas acompañando la demanda local. En el caso argentino, el ejecutivo considera que el sector comienza a mostrar señales de mayor dinamismo en el desarrollo de proyectos.
“No estamos tan detrás de la línea de Chile como veníamos en instalación de sistemas fotovoltaicos a gran escala”, concluyó.
El mercado fotovoltaico español atraviesa una etapa de ralentización tras varios años de fuerte crecimiento, un escenario que está redefiniendo las prioridades de los desarrolladores y elevando las exigencias técnicas sobre los componentes de las plantas.
Durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia, Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter, analizó cómo este contexto está impulsando una mayor demanda de estructuras capaces de aportar previsibilidad, reducir riesgos y adaptarse a nuevos modelos operativos como la hibridación.
“Estamos en un momento de transformación, donde tenemos que encontrar el equilibrio entre explotar esos activos que tenemos listos para producir, porque son muy competitivos y muy buenos, con la demanda que hay en el sistema”, afirmó Alegría.
Desde la perspectiva de los fabricantes de sistemas de montaje, el ejecutivo consideró que el sector atraviesa actualmente una fase de estabilización tras el fuerte dinamismo de los últimos años. “Vemos claramente un mercado que está en una meseta”, señaló, al referirse al ritmo actual de nuevas inversiones en proyectos solares.
En ese contexto, Alegría reconoció que dentro de la industria existe cierto clima de cautela. Sin embargo, remarcó: “Hay mucho negativismo, pero en estos tiempos es donde nacen las oportunidades y el desarrollo”.
A pesar de este escenario, el directivo subrayó que los fundamentos estructurales del sector permanecen firmes, especialmente por el papel que juega la energía solar dentro de las estrategias de seguridad energética. Hecho que modifica la manera en que los desarrolladores evalúan los distintos componentes de una planta fotovoltaica. Según Alegría, los sistemas de montaje han dejado de ser considerados únicamente como una partida dentro del presupuesto de inversión.
“Los desarrolladores ven los sistemas de montaje ya no como una línea de CAPEX que tienen que cumplir, sino como un sistema que debe aportar a reducir los riesgos del proyecto”, afirmó.
En paralelo, la evolución del mercado eléctrico español también está impulsando nuevas configuraciones de proyectos, como un mayor protagonismo para integración de esquemas híbridos en plantas solares a fin de reducir vertimientos (curtailment), optimizar la producción y mejorar la rentabilidad de los activos mediante almacenamiento.
«Se están buscando sistemas de montaje que sean capaces de encajar en sistemas híbridos o plantas híbridas sin incrementar los riesgos sobre el proyecto”.
A esto se suma otro desafío creciente para los desarrolladores: la complejidad de los terrenos disponibles para nuevas plantas y la necesidad de adaptarse y evitar el movimiento de tierras. En el caso de España, detalló que el sector continúa claramente dominado por seguidores solares, ya que permiten maximizar la producción fuera de las horas centrales del día, cuando los precios de la electricidad suelen ser más bajos.
Sin embargo, esta lógica no se replica en todos los países, como ejemplo mencionó República Dominicana, donde las condiciones climáticas influyen en la decisión tecnológica: “Es un mercado principalmente de fija porque tienes velocidades de viento muy fuertes y es hacia donde se decantan los clientes”.
Actualmente, Schletter acumula más de 60 GWp de sistemas instalados a nivel global y presencia en más de 100 países, lo que permite a la compañía adaptar sus soluciones a distintas condiciones de mercado y geografía
El crecimiento de la energía solar en Argentina comienza a abrir un nuevo frente dentro del sector: la gestión eficiente de las plantas ya instaladas. A medida que se expande la capacidad fotovoltaica, el desafío deja de centrarse únicamente en la construcción de nuevos proyectos y pasa a enfocarse en la operación y el mantenimiento a largo plazo.
“Un parque solar puede perder hasta 30% de eficiencia sin mantenimiento adecuado”, Francisco Bernardin, CEO de SolarCleano Argentina, durante el reciente encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).
Si bien la construcción de un parque solar responde a un proceso de ingeniería relativamente acotado en el tiempo, la operación se extiende durante más de dos décadas, lo que obliga a optimizar cada variable operativa para sostener los niveles de generación proyectados.
La acumulación de suciedad en los paneles y la falta de mantenimiento sistemático pueden afectar de manera significativa el rendimiento del sistema. De acuerdo con el ejecutivo, estas pérdidas de eficiencia no solo impactan en la producción energética, sino también en el desempeño económico de los proyectos.
Este escenario cobra especial relevancia en un contexto donde los modelos financieros dependen fuertemente de la generación estimada durante toda la vida útil del parque. Cada punto porcentual de energía perdida impacta directamente en los ingresos de la central.
Por ese motivo, desde SolarCleano sostienen que el mantenimiento debe evaluarse como parte del modelo económico del proyecto y no únicamente como un gasto operativo.
Para enfrentar estos desafíos, la empresa impulsa el uso de robótica avanzada aplicada a la limpieza de paneles solares, una tecnología orientada a maximizar la eficiencia de los parques durante toda su vida útil.
La compañía desarrolló soluciones automatizadas capaces de limpiar grandes superficies de módulos en tiempos reducidos, lo que permite mantener niveles de generación más cercanos a los previstos en el diseño del proyecto.
“Este año hemos lanzado un nuevo robot que permite limpiar hasta 10 MW por día, lo cual hace que sea una limpieza eficiente, ágil y rápida”, señaló Bernardin.
Parte de estos sistemas incorpora tecnologías de automatización e inteligencia artificial, lo que permite operar de forma autónoma dentro de los parques solares. Algunos equipos incluso pueden alimentarse con energía proveniente de los propios paneles y baterías, lo que facilita su operación dentro de instalaciones de gran escala.
Desde la perspectiva de la empresa, la eficiencia operativa influye directamente en el flujo de ingresos de un proyecto solar. Cada mejora en el rendimiento de los módulos impacta en la producción energética y, en consecuencia, en la rentabilidad del activo.
En ese escenario, Bernardin destacó que el objetivo es acompañar a las plantas durante sus 20 o 25 años de operación, garantizando que puedan sostener los niveles de producción previstos al momento de su diseño.
“La idea es que esas plantas generen su máximo potencial, que fue el que se pensó en su diseño inicial”, concluyó.
El crecimiento del parque solar argentino también abre nuevas oportunidades para optimizar la operación de los proyectos ya instalados. En los últimos años se incorporaron numerosas plantas fotovoltaicas en distintas provincias, lo que comienza a trasladar el foco del sector hacia la eficiencia del parque existente.
En ese contexto, SolarCleano desarrolla soluciones de robótica avanzada para la limpieza y mantenimiento de paneles solares, con tecnologías diseñadas para mejorar la productividad energética de las instalaciones durante décadas de operación y reducir el consumo de agua en los procesos de limpieza.
Después de años trabajando en el sector de las energías renovables, hablando de fotovoltaica, almacenamiento, transición energética y descarbonización, Carolina Nester, Board Advisory en Circular Synergies, decidió ampliar su impacto más allá del ámbito corporativo y transformar ahora su experiencia técnica en una colección de libros infantiles que explican energías limpias y reciclaje desde la imaginación y el juego.
– Después de años en el sector renovable, ¿cómo surge la idea de escribir cuentos infantiles?
– Yo tengo dos niños pequeños, a mí siempre me había gustado el tema de los cuentos, soy muy de los colores y de matchear cosas en mi cabeza, y es verdad que con la falta de tiempo no me había dado nunca tiempo para la redundancia de sentarme a pensar. Durante años, la exigencia profesional marcó el ritmo. Con este parón que he tenido en mi última etapa, estando en casa digo ¿y por qué no? Ahora es el momento.
– ¿Qué tipo de libros decidiste crear?
– He sacado dos líneas, una es un cuento para enseñarles lo que son las energías renovables, tanto la fotovoltaica, la eólica, la geotérmica, la hidráulica, además de las tres R’s para el reciclaje. La colección incluye títulos como La Reina Miel, Lila, la mariposay Mi cuaderno de actividades sostenibles, disponibles en Amazon.
– ¿Cómo se traduce un concepto técnico como la fotovoltaica al lenguaje infantil?
– Tienes que explicarles con cosas del día a día. En mi casa utilizo maquetas con pequeñas placas solares para que el funcionamiento sea visible. Le tapas la plaquita y entonces para el molinito, se la sueltas y dices, mira, ves, cuando le da el sol funciona. La explicación parte de lo concreto: para que tú puedas encender la luz, tiene que haber una generación de energía. Los libros incorporan también actividades prácticas. Pueden usar lo que tienen en su estuche normalmente, en lugar de darles el móvil en una comida, le das el libro, recortan, colorean, pegan, y están ahí entretenidos. La idea es que el aprendizaje no sea abstracto, sino experiencial.
– ¿Era posible desarrollar este proyecto mientras ocupabas un rol ejecutivo?
– No, es imposible porque al final estás centrado 100% en el trabajo. En mi anterior puesto llevaba un equipo de 42 personas a cargo, lo que implicaba una dedicación total. No te daba margen a pensar en otra cosa que no fuera el trabajo. La dinámica diaria, sumada a la vida familiar, hacía inviable avanzar en el proyecto. Siempre había tenido las ganas, pero nunca había tenido la oportunidad.
– ¿Qué representa esta nueva etapa?
– Estoy encantada, estoy muy feliz, creo que va a ser muy bonito. El proyecto tiene además un componente de representación en un sector que reconoce como masculinizado. Es muy masculinizado, el ser ingeniero hoy en día es una parte muy masculina. Que vean que no solamente hay hombres, sino que hay mujeres que también entiendan de esto. Tienen que hacer algo que les guste, pero que hay posibilidades de hacer cosas que no es de hombres, sino que es de lo que tú quieras.”
– Después de años defendiendo la transición energética en el ámbito corporativo, ¿qué significa llevar ese mensaje a la infancia?
– Yo siempre he sido una apasionada de las renovables, y creo que ahora es una oportunidad muy buena a que los niños entiendan. Tienes que explicarles con cosas del día a día. Para que tú puedas encender la luz, tiene que haber una generación de energía.
Estos libros están inspirados en mis hijos y en mi pasión por las renovables. Son el puente entre mi vocación profesional y mi vocación como madre. Porque la transición energética no solo se construye con megavatios. Se construye con valores. Con conciencia, con educación desde la infancia. Hoy puedo decir que he cumplido uno de los sueños que llevaba años posponiendo.
Así, la fotovoltaica deja de ser solo una variable dentro de la estrategia corporativa para convertirse en historia ilustrada. Una iniciativa que no reemplaza su trayectoria en el sector, sino que la amplía: porque la transición energética también comienza en casa.
El Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, el Coordinador Ejecutivo del Programa de Incentivo a la Generación Distribuida) (PROINGED), Ricardo Lospinnato, Intendentes, y presidentes de cooperativas eléctricas, firmaron los convenios de operación y mantenimiento de cinco nuevos parques solares en los municipios de Coronel Suárez, Azul, Punta Indio, San Cayetano y Alberti.
Con una inversión de 2.4 millones de dólares, estos parques brindarán soluciones a restricciones del servicio eléctrico local, al mismo tiempo que posibilitarán que esas soluciones se desarrollen con energía fotovoltaica.
En los casos de Coronel Rosales y San Cayetano, y en función de la necesidad de atender demandas fuera del horario solar, se incorporó en esos parques un sistema de almacenamiento en baterías de litio.
El Plan de Generación Distribuida Solar implementado en la Provincia de Buenos Aires, tiene por objeto introducir mejoras en las redes de distribución para fortalecimiento del servicio eléctrico en localidades que presentan condiciones críticas en sus redes, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea.
El Subsecretario Ghioni subrayó: “Estos parques son el resultado del trabajo conjunto con cooperativas eléctricas, intendentes, federaciones que hace tiempo plantean problemas de funcionamiento, con limitaciones para el desarrollo sin obras de energía. En un contexto muy difícil a nivel nacional, la provincia de Buenos Aires atiende esas necesidades con la convicción de que su solución no puede quedar en manos del mercado”.
“No avanzar con estas obras, es no entender cómo funcionan las economías domésticas; no entender de macro ni de micro, y menos de sensibilización social”, agregó.
Participaron de la firma, los intendentes de los cinco municipios bonaerenses: Nelson Sombra por Azul; Jorge Gaute por Alberti; Rodrigo Aristimuño por Coronel Rosales; Miguel Ángel Gargaglione por San Cayetano y David Angueira, por Punta Indio.
Además, estuvieron presentes los presidentes de las cooperativas eléctricas que realizarán las tareas de mantenimiento y operación; autoridades de PROINGED y del Foro Regional Eléctrico de Provincia de Buenos Aires (FREBA).
Estos nuevos parques solares se suman a los 26 que ya se encuentran operativos y que junto con el sistema de generación renovable de la Isla Martín García, suman un total de 11.5 MW de potencia instalada en toda la provincia.
Detalles de las adjudicaciones: ⦁ CORONEL ROSALES – Localidad de PEHUEN-CO: 1.000 kWp + 2.097 kWh* de sistema de acumulación. ⦁ SAN CAYETANO – Localidad de San Cayetano: 400 kWp + 964 kWh de sistema de acumulación. ⦁ AZUL- Localidad de 16 DE JULIO: 300 kWp. ⦁ PUNTA INDIO – Localidad de PIPINAS: 300 kWp. ⦁ ALBERTI – Localidad de Alberti: 500 kWp ⦁ *kilovatio pico, unidad para medir la potencia máxima teórica que puede producir un sistema solar fotovoltaico
El Plan de Generación Distribuida Solar implementado en la Provincia de Buenos Aires permite, en sus diferentes puntos de intervención: ● Inyectar energía cerca de los centros de consumo, reduciendo pérdidas por transporte. ● Sustituir generación diésel por energía renovable. ● Aumentar la oferta eléctrica para emprendimientos productivos y desarrollo local. ● Brindar soluciones energéticas sustentables con plazos de ejecución más breves que las obras tradicionales de alta tensión.
La generación estimada de estos 5 nuevos proyectos es del orden de los 4.000 kWh al año, lo que equivale al abastecimiento con energía limpia a más de 1.300 hogares.
Las obras se llevarán adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a través de la subsecretaría de Energía y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.
El financiamiento de los proyectos ejecutados por este programa proviene de los fondos de la tarifa eléctrica destinados a las energías renovables.
Teherán alertó al mundo sobre la posibilidad de que el precio del crudo alcance los US$200 bbp/d. Sus fuerzas ya atacaron buques mercantes en el Golfo Pérsico, incrementando así las tensiones en Medio Oriente.
Informes recientes de Reuters indican que esta semana tres embarcaciones fueron alcanzadas por proyectiles en aguas del Golfo. El ejército de Irán justificó los ataques al informar que los tankers afectados no cumplían con sus órdenes. Con esto el número de buques comerciales dañados sube a 14 desde que comenzó la guerra, aumentando así las preocupaciones en relación a la seguridad de las rutas marítimas.
El estrecho de Ormuz se encuentra en el centro de la crisis energética, ya que es por el mismo donde transita alrededor del 20% del petróleo global.
La volatilidad volvió a ser un tema central luego de que el presidente Donald Trump habría salido a calmar los mercados (luego de que el crudo alcanzara los US$120 bbp) anunciando que la guerra se encontraba cerca de su fin, llevando calma a los inversores y generando un efecto que redujo el barril por debajo de los US$90 bbp, aunque las incertidumbres generadas por el conflicto volvieron a disparar las cotizaciones.
Ante esta coyuntura la IEA (Agencia Internacional de Energía) propuso liberar alrededor de 400 millones de barriles de reservas estratégicas. Esto podría presentar una de las mayores intervenciones coordinadas de este tipo en la historia. Si bien Estados Unidos respalda la iniciativa, el volumen no llegaría a suplir los 20 millones de bbp/d que transitan por el estrecho estratégico.
Cabe resaltar que si bien la región sudamericana sigue manteniéndose al margen del conflicto, países como Vietnam ya están sintiendo el impacto del conflicto en Medio Oriente. El día de la fecha el gobierno del país asiático ordenó a sus empleados estatales que realicen sus actividades laborales en modo de home office, con el fin de reducir el impacto en las subas de combustible.
En Pakistán, el primer ministro Shehbaz Sharif se dirigió ayer a la nación y anunció medidas que incluyen el trabajo obligatorio desde casa para la mitad de los trabajadores del sector gubernamental, y sugirió enfáticamente que el sector privado haga lo mismo. El primer ministro también pidió a las universidades y otras instituciones de educación superior que transfirieran las clases en línea.
A este escenario se suma otro elemento que empieza a preocupar a los mercados: la posibilidad de que Irán avance sobre algún tipo de control directo del tránsito en el estrecho de Ormuz. Analistas del sector energético advierten que, más allá de un cierre total —algo que implicaría una escalada militar mayor—, Teherán podría intentar imponer restricciones selectivas o incluso algún tipo de peaje informal sobre los buques que atraviesen el paso. Un esquema de ese tipo funcionaría como una herramienta de presión económica sobre los países importadores de crudo y sobre las compañías navieras que operan en la región.
Distintos reportes de agencias internacionales señalan que las autoridades iraníes ya han advertido que podrían endurecer los controles sobre la navegación en el Golfo si continúan los ataques contra sus activos militares. Aunque la implementación de un peaje formal sería difícil desde el punto de vista legal bajo el derecho marítimo internacional, la simple amenaza de inspecciones, demoras o bloqueos parciales ya introduce un nuevo factor de riesgo en uno de los corredores energéticos más sensibles del planeta.
Mientras tanto, el conflicto también empieza a tener repercusiones en el frente político interno de Estados Unidos. El aumento de los precios del petróleo y de los combustibles suele trasladarse rápidamente al debate doméstico, especialmente en un contexto electoral. Para la administración Trump, la evolución del conflicto con Irán se convirtió en un delicado equilibrio entre proyectar firmeza militar y evitar un impacto prolongado en los precios de la energía.
En Washington, algunos analistas advierten que una escalada prolongada en Medio Oriente podría erosionar la imagen del presidente de cara a las elecciones, especialmente si los precios del combustible vuelven a convertirse en un tema central para los votantes. En ese marco, los intentos de la Casa Blanca por transmitir que el conflicto podría resolverse pronto también buscan contener la volatilidad del mercado y evitar que la crisis energética termine trasladándose al terreno político. Según Bloomberg, existe que la posibilidad de que el mandatario americano piedra mayoría en el congreso de cara a las proximas elecciones.
En el marco de la “Argentina Week 2026” en Nueva York, la Compañía tgs presentó el Proyecto NGL’s, que busca industrializar los líquidos del gas natural asociados a la producción de hidrocarburos, a través del desarrollo de infraestructura de procesamiento, transporte, fraccionamiento y exportación.
Con una inversión aproximada de 3.000 millones de dólares (con esquema RIGI), tgs ya firmó acuerdos con varias de las principales operadoras de Vaca Muerta y mantiene negociaciones avanzadas con otras compañías, se indicó.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, empresa co-controlante de tgs, afirmó al respecto que “Hace más de 25 años que Argentina no concreta un proyecto de procesamiento de líquidos y este es el de mayor magnitud de la historia”.
“Es una inversión clave para solucionar unos de los cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el salto exportador del país”, añadió.
Y agregó que “Con proyectos estratégicos como este, tgs y sus accionistas están demostrando su compromiso, invirtiendo para que el enorme potencial energético argentino se transforme en crecimiento, exportaciones y desarrollo”.
El nivel de desarrollo del proyecto ha permitido acordar la firma de Cartas de Intención con productores de Vaca Muerta, tal el caso de Chevron, Shell, Tecpetrol, Pampa, Vista, YPF, entre otros, con el propósito de lograr en los próximos 60 días los Contratos Vinculantes requeridos, se describió.
Marcelo Sielecki, de la familia Sielecki co-controlante de tgs, afirmó que “El Proyecto NGL’s es una iniciativa central dentro de nuestra visión de largo plazo. Llevarlo a cabo nos permitirá consolidar un proyecto de escala, con impacto positivo en la balanza comercial y en el desarrollo energético e industrial del país”.
Por su parte, Oscar Sardi, CEO de tgs, describió que “Estamos impulsando una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo de Argentina, con una infraestructura que se extenderá a lo largo de cuatro provincias con un plazo de ejecución de 45 meses”. “Nuestra prioridad es el impacto socioeconómico, porque estimamos la creación de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 empleos indirectos, fortaleciendo el empleo local” agregó.
Sardi destacó que “esta inversión (permitirá una producción de líquidos de 2,7 MM/t año) generará exportaciones por 1.200 millones de dólares anuales, consolidando una fuente genuina de divisas y reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”.
El CEO de tgs detalló que “el proyecto contempla nuevas instalaciones de procesamiento de gas en nuestra Planta Tratayén, la construcción de un poliducto (de 573 kilómetros) entre Tratayén y Bahía Blanca, y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así también obras complementarias en la terminal marítima para su exportación”.
Se trata de un proyecto clave para fortalecer la posición de Argentina en los mercados energéticos regionales e internacionales, se remarcó en la presentación.
“En las próximas etapas tgs continuará trabajando en los aspectos técnicos, ambientales, regulatorios y económicos del proyecto, de acuerdo con los procesos de aprobación correspondientes”, se indicó.
La planta de TGS en Bahía Blanca se ampliará con un proyecto green field en la zona portuaria, con un poliducto de 600 kilómetros de extensión.
La compañía Transportadora de Gas del Sur (TGS) formalizó este miércoles el anuncio de su proyecto de infraestructura destinado al procesamiento y transporte de Líquidos de Gas Natural (LGNs). Con una inversión estimada en US$3.000 millones, la iniciativa busca resolver limitaciones estructurales en la Cuenca Neuquina.
Como parte del evento Argentina Week, en Nueva York, la presentación contó con una delegación oficial y empresarial, incluyendo al ministro de Economía, Luis Caputo; el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González; los gobernadores de Neuquén y Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck.
Por parte de los accionistas, encabezaron el acto el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, Marcelo Sielecki representante de la familia co controlante, y el CEO de TGS, Oscar Sardi. Quienes destacaron que el proyecto es el resultado de un proceso de inversión sostenido por la firma, que ya supera los US$700 millones de dólares en los últimos años para el desarrollo de infraestructura base.
Mindlin, en el encuentro que se transmitió por videoconferencia a Buenos Aires expresó: “Nunca vi tanto interés y entusiasmo por la Argentina como el que vimos en la Argentina Week en Nueva York. Para que ese entusiasmo se traduzca en inversiones extranjeras , los empresarios locales tenemos que dar el primer paso y el ejemplo con proyectos como el que hoy anunciamos desde TGS”.
El ministro de Economía Luis Caputo participó del anuncio de inversión, como parte de las actividades del Argentina Week, en Nueva York.
Por su parte, Sielecki destacó que la iniciativa responde a «una visión de largo plazo que busca fortalecer la infraestructura industrial y la generación genuina de divisas. La integración de la cadena, desde la captación en el pozo hasta el despacho marítimo, posiciona a la Argentina de forma competitiva en el mercado regional de propano y butano».
Una solución para Vaca Muerta
El objetivo central de la obra es abordar dos necesidades críticas del sistema energético actual. En primera instancia, busca monetizar componentes del gas natural que hoy fluyen por los gasoductos hacia consumos residenciales e industriales sin ser aprovechados como líquidos.
En segundo lugar, apunta a eliminar un «cuello de botella» técnico en Vaca Muerta, dado que la alta riqueza del gas de formación excede la capacidad actual de acondicionamiento, lo que impide que el fluido cumpla con las especificaciones técnicas necesarias para ser inyectado masivamente en los sistemas de transporte.
Sardi explicó que «el núcleo técnico de la propuesta se sitúa en la Planta Tratayén, que será transformada de una unidad de acondicionamiento a una de procesamiento integral con una capacidad de 43 millones de metros cúbicos diarios».
«Allí se realizará la separación para obtener gas seco, destinado a los gasoductos troncales, y una corriente de líquidos que será inyectada en un nuevo poliducto. Esta infraestructura de transporte recorrerá 600 kilómetros atravesando las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires», agregó el directivo.
La traza del poliducto culminará en la ciudad de Bahía Blanca, donde la compañía proyecta la construcción de una planta de fraccionamiento green field y una terminal de almacenamiento y despacho en Puerto Galván. Este complejo permitirá separar el flujo en propano, butano y gasolina natural. Según las proyecciones de la empresa, la operación comercial plena se alcanzará en un plazo de 45 meses, estimando una producción de 3 millones de toneladas anuales de productos.
El proyecto está avanzado en todos sus aspectos de ingeniería y ya tiene en marcha la licitación internacional de sus principales componentes.
Desde el punto de vista macroeconómico, el proyecto prevé un impacto significativo en la balanza comercial de la Argentina, con exportaciones estimadas en U$S1.200 millones por año. Además, durante la etapa de construcción, se espera la generación de 4.000 puestos de trabajo directos y aproximadamente 15.000 indirectos.
RIGI y financiamiento
El diseño de la inversión está estructurado para ser presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por el monto total de inversión de unos US$3.000 millones, lo que otorga el marco de previsibilidad y estabilidad necesario para un desembolso de esta magnitud, explicó fuentes de la compañía.
Sardi subrayó que el proyecto cuenta con un nivel de maduración avanzado, respaldado por acuerdos preliminares con operadoras como YPF, Chevron, Pampa Energía, Vista y Tecpetrol. En el plazo de 60 días, se prevé el perfeccionamiento de estos contratos para que adquieran carácter vinculante que dará lugar a la firma de la decisión final de inversión.
La iniciativa resulta estratégica para los productores que aspiran a alcanzar una meta de 1,5 millones de barriles de petróleo, ya que permite gestionar el gas asociado que, de otro modo, limitaría la producción de crudo no convencional.
La nueva infraestructura representa la primera planta de procesamiento de gran escala que se construye en el país en los últimos 25 años, sumándose a los complejos existentes de Cerri de TGS y Compañía Mega. Al tratarse de commodities con precios vinculados a índices internacionales y una demanda sostenida en distintos mercados, los líquidos de gas natural poseen un valor comercial que duplica o triplica al del gas natural.
El grueso de la inversión de US$3.000 millones se distribuirá en las locaciones de TGS en Neuquén y en Bahía Blanca.
Con el mercado interno abastecido, todo lo producido se está estructurando para exportación. Actualmente, el excedente de líquidos se maneja mediante soluciones logísticas paliativas, como el transporte en camiones o inyecciones temporales en oleoductos, métodos que la empresa considera inviables para los volúmenes de producción proyectados en la cuenca.
El financiamiento del proyecto se estructurará combinando la posición de caja actual de TGS con el respaldo de un consorcio de bancos internacionales. Esta arquitectura financiera busca apalancar el desarrollo de las dos nuevas unidades de procesamiento en Tratayén y la conversión de las dos existentes, garantizando la máxima extracción de líquidos del sistema.
Finalmente, la compañía informó que las próximas etapas inmediatas se centrarán en la finalización de los estudios ambientales, regulatorios y técnicos definitivos.
La Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 60/2026, que “Una vez transcurrido el Período de transición”, los ajustes en la tarifa final al usuario por las variaciones del precio de adquisición del gas por parte de las Distribuidoras “serán estacionales, abarcando los períodos del 1° de mayo al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 30 de abril del año siguiente”, dejando así sin efecto una modificación de dichos períodos que fue dispuesta por la Resolución 91/2018.
“Las variaciones del precio de adquisición del Gas serán trasladados a la tarifa final de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al Distribuidor ni al Transportista” bajo dicho esquema, ratifica uno de los considerandos de la nueva Resolución.
Es que la Ley de Marco Regulatorio 24.076 (de 1992) establece en el Artículo 38, que el precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición.
Cabe referir que la R-91/2018 ahora reemplazada había establecido que la periodicidad prevista para los citados ajustes estacionales, abarcara los períodos del 1° de abril al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 31 de marzo del año siguiente.
Aquella modificación se fundó en que, a esa fecha, la frecuencia prevista para el ajuste semestral de las tarifas de transporte y distribución (dispuesta por la Administración Macri) correspondía a los períodos mencionados, por lo que el objeto de esa medida consistió en alinear los períodos estacionales utilizados para el cálculo del costo del gas trasladado a tarifa (pass-through) con los períodos de vigencia de los cuadros tarifarios.
Energía señala ahora que “el fundamento de la citada Resolución 91/18 del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA ha perdido relevancia en el contexto actual, en el cual la determinación del Precio Anual Uniforme (PAU) implica que el precio base del gas reconocido en la tarifa se establece como un promedio anual”.
“En consecuencia, la estacionalidad regulatoria deja de responder a variaciones estacionales del precio del gas y pasa a reflejar principalmente la dinámica de la demanda del sistema gasífero, la cual presenta incrementos significativos a partir del mes de mayo”, describe la R-60.
La nueva Resolución establece que “sin perjuicio de la posibilidad de aceptación expresa, se entenderá que ha mediado aceptación -por parte de las prestadoras del servicio- a esta modificación de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes, con la primera presentación, ante el Ente Regulador, de la solicitud de traslado del precio de gas a los cuadros tarifarios, conforme con la periodicidad establecida” ahora.
La terminal portuaria operada por Otamerica en Puerto Rosales alcanzó un nuevo hito operativo al completar la operación número 100 en su nuevo muelle, mientras continúa con la tercera etapa de ampliación del proyecto Rosa Negra, orientado a fortalecer la infraestructura para la exportación de crudo.
La marca se concretó con la carga del buque tanque Aqualegacy, un Aframax de 250 metros de eslora y 120.290 toneladas de desplazamiento total, que operó en el Sitio 2 del nuevo muelle. Durante la maniobra se cargaron 111.600 metros cúbicos de petróleo crudo con destino al puerto de Richmond.
Operación del nuevo muelle
Desde la puesta en marcha del nuevo muelle en junio del año pasado y hasta esta operación, la terminal despachó un total de 8.101.595 metros cúbicos de crudo, incluyendo cargas destinadas tanto a exportación como a cabotaje. De ese volumen, 7.585.401 metros cúbicos correspondieron a exportaciones, mientras que 516.194 metros cúbicos fueron destinados a operaciones dentro del mercado interno.
En el segmento exportador, el Sitio 1 concentró 5.772.257 metros cúbicos cargados, mientras que el Sitio 2 registró 1.813.144 metros cúbicos. Por su parte, las operaciones de cabotaje alcanzaron 254.915 metros cúbicos en el Sitio 1 y 261.279 metros cúbicos en el Sitio 2.
“El desempeño operativo refleja el incremento de la actividad logística vinculada a la producción de Vaca Muerta y el rol creciente de Puerto Rosales dentro del sistema de exportación de crudo argentino”, destacaron desde la compañía.
El hito se produce mientras la compañía avanza con la Etapa 3 del proyecto Rosa Negra, que incorpora una nueva posición de amarre en el muelle y amplía la capacidad para operar buques de mayor porte, desde Panamax hasta Suezmax.
Nueva etapa de expansión
La nueva etapa contempla la extensión del muelle existente mediante una posición adicional con características similares a las del sitio exterior actualmente operativo. Con esta incorporación, la infraestructura adoptará una configuración en “T”, en reemplazo del esquema original en “L”, lo que permitirá mayor flexibilidad para la operatoria simultánea de buques de gran porte, según precisaron desde la firma.
Las etapas 1 y 2 del proyecto Rosa Negra ya se encuentran concluidas y operativas. Esas fases incluyeron la construcción de un muelle de aproximadamente 2.000 metros de longitud con dos posiciones para buques Aframax y Suezmax, además de una nueva estación de bombeo, una subestación eléctrica y la ampliación de la infraestructura vinculada al almacenamiento y despacho de crudo.
Capacidad de almacenamiento de la terminal
En la actualidad, la terminal cuenta con una capacidad de almacenamiento de 780.000 metros cúbicos y opera con habilitación plena de los organismos competentes.
La expansión portuaria se complementa además con el plan de profundización del canal que impulsan los consorcios de gestión de los puertos de Bahía Blanca y Puerto Rosales junto con el gobierno de la Provincia de Buenos Aires, una obra considerada clave para acompañar el crecimiento del tráfico petrolero.
En ese contexto, la ampliación en curso busca consolidar a Puerto Rosales como un nodo central del midstream argentino, al fortalecer la conexión logística entre la producción de Vaca Muerta y los mercados internacionales, en un escenario de expansión de las exportaciones de crudo.
El período invernal para los cuadros tarifarios de las tarifas de gas ahora irá desde el 1° de mayo al 30 de septiembre.
La Secretaría de Energía modificó la periodicidad de los ajustes estacionales del precio del gas que adquieren las transportistas y distribuidoras y se traslada de manera automática a las tarifas finales. La modificación deja al mes de abril afuera del período invernal, que ahora irá desde el 1° de mayo al 30 de septiembre, mientras que el período estival cubrirá desde el 1° de octubre al 30 de abril.
De esta manera, el nuevo esquema permite que el precio de importación de Gas Natural Licuado (GNL) también se traslade a las facturas finales del próximo invierno. Fuentes del sector explicaron a EconoJournal que la cartera energética implementó la modificación para que el costo del GNL de la licitación que se adjudicará el próximo 21 de abril pueda trasladarse el precio estacional de invierno, que ahora comenzará el 1° de mayo.
La medida se instrumentó a través de la Resolución 60 publicada este miércoles en el Boletín Oficial con la firma de la titular de la cartera energética, María Tettamanti.
Licitación para la importación privada de GNL
Enarsalanzó en febrero la primera licitación para que la importación de GNL la realice un privado. Se trata de un cambio de paradigma ya que desde 2008, cuando la Argentina comenzó a importar gas licuado por barco, todas las importaciones las realizó Enarsa con fondos del Tesoro y sin trasladse a las tarifas finales. Según el cronograma de la compulsa las ofertas se presentarán el próximo 6 de abril y la adjudicación será el 21 del mismo mes.
La licitación para que un trader privado importe cargamentos de GNL, que son clave para abastecer el pico de demanda del próximo invierno, se concretará en un escenario internacional convulsionado por el inicio de la guerra en Medio Oriente y la disparada de los precios del petróleo y del GNL. Un interrogante determinante para los cuadros tarifarios del próximo invierno es a qué precio se realizará la importación privada de gas por barco.
Nueva resolución para incorporar el precio del GNL a las tarifas
En los hechos, la medida de la cartera energética modifica la resolución 91 del Ministerio de Energía y Minería de 2018, que había fijado el período de ajustes semestral del precio del gas para trasladar a las tarifas a un invierno que iba del 1° de abril al 30 de septiembre.
De esta manera quedaban “alineados los períodos estacionales utilizados para el cálculo del costo del gas trasladado a tarifa (pass-through) con los períodos de vigencia de los cuadros tarifarios”, según remarca la resolución 60.
La secretaría a cargo de Tettamanti subraya que los fundamentos de la resolución de 2018 “perdieron relevancia en el contexto actual, en el cual la determinación del Precio Anual Uniforme (PAU) implica que el precio base del gas reconocido en la tarifa se establece como un promedio anual”.
En el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que implementó este verano el gobierno nacional la estacionalidad regulatoria dejó de responder a variaciones estacionales del precio del gas y pasó a reflejar principalmente la dinámica de la demanda del sistema gasífero, que tiene un aumento significativo a partir de mayo por el descenso de la temperatura en buena parte del país.
Por este motivo, la medida de este miércoles retoma los períodos estacionales originales del Numeral 9.4.2.3 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución aprobadas por el decreto 2.255 de 1992. Es decir, se vuelve a la estacionalidad prevista en la licencia original para fijar el precio del gas que se reconoce en los cuadros tarifarios y tomando en consideración el comportamiento estacional de la demanda.
La escasez de combustible en Cuba, o la falta total en algunas jurisdicciones, derivó en una crisis humanitaria y el sistema de salud de la isla se está acercando a un punto crítico, dijo hoy un vocero de la ONU.
“Seguimos profundamente preocupados por la cada vez más deteriorada situación derivada de la imposibilidad de importar combustible”, dijo Stephane Dujarric, vocero en jefe del secretario general del organismo, António Guterres.
“Esto desencadenó una crisis de energía”. El organismo mundial está negociando con sus pa´sies miembros, incluyendo a Estados Unidos, para que se pueda entregar ayuda sin obstáculos, dijo Dujarric en conferencia de prensa.
La Oficina de la ONU para la Coordinación de Asuntos Humanitarios (OCAH) confió que los hospitales enfrentan apagones frecuentes, escasez de medicamentos esenciales e incapacidad para operar, así como afectaciones en la atención oncológica, diálisis, servicios de emergencia, atención materno-infantil, sistemas de cadenas de frío y atención para afecciones crónicas y no urgentes.
Asimismo, indicó que cerca de 16.000 pacientes con cáncer necesitan radioterapia y que más de 12.000 que dependen de la quimioterapia no pueden recibir el tratamiento necesario debido a los apagones y la escasez de recursos.
Más del 80 por ciento de la infraestructura de bombeo de agua depende de la electricidad, lo que ha tenido como resultado una afectación generalizada y prolongada del servicio.
La administración estadounidense anunció el mes pasado que permitirá el ingreso de un poco de petróleo a Cuba, pero sólo podrá ser vendido al sector privado, no al Gobierno. Washington había prohibido previamente el envío de petróleo de Venezuela a Cuba.
En los últimos días los aumentos comenzaron a generalizarse en diferentes estaciones de servicio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (Caba), luego de las subas aplicadas durante marzo.
En el interior del país esos valores ya se habían observado antes, principalmente por mayores costos logísticos, carga impositiva y menor repercusión mediática en comparación con el Área Metropolitana.
La suba impactó principalmente en los combustibles premium, impulsados por el aumento del precio internacional del petróleo tras la escalada de tensiones en Medio Oriente, en particular por la guerra que involucra a Irán.
Durante lo que va de marzo, el crudo acumuló una suba cercana al 30%, lo que se trasladó gradualmente a los valores de los surtidores en el mercado local.
En ese contexto, las estaciones de servicio de Axion Energy ya exhibían precios superiores a los 2.000 pesos por litro en sus combustibles premium desde la semana pasada.
Por su parte, la red de estaciones de Shell, operada en el país por la empresa brasileña Raízen, había mantenido el valor en 1.999 pesos por litro, apenas por debajo de ese límite simbólico. Sin embargo, en los últimos días también actualizó sus carteleras y superó esa cifra.
El nuevo nivel de precios anticipa un impacto directo en el costo del transporte, la logística y los bienes y servicios, por lo que también podría influir en la inflación de marzo.
El Gobierno modificó el mecanismo que regula las actualizaciones del precio del gas que se trasladan a las tarifas que pagan los usuarios. La decisión fue oficializada este miércoles a través de la Resolución 60/2026 de la Secretaría de Energía.
La norma introduce cambios en los períodos estacionales que se utilizan para calcular los ajustes vinculados al costo del gas que compran las empresas distribuidoras. Esos valores forman parte de la tarifa final que llega a hogares, comercios e industrias.
A partir de ahora, el esquema volverá a organizarse en dos etapas bien definidas del año. El período invernal se extenderá del 1° de mayo al 30 de septiembre, mientras que el estival abarcará del 1° de octubre al 30 de abril del año siguiente.
El cambio se sustenta en lo previsto por la Ley 24.076, que establece que el precio que pagan los usuarios debe reflejar el costo de adquisición del gas por parte de las distribuidoras. Al mismo tiempo, la normativa indica que esas variaciones deben trasladarse a las tarifas sin generar ganancias ni pérdidas para las empresas transportistas o distribuidoras.
Desde la Secretaría de Energía explicaron que el esquema vigente había sido modificado en 2018 por una resolución del entonces Ministerio de Energía y Minería, que había alineado los períodos de actualización con los cuadros tarifarios semestrales.
El conflicto desatado en Medio Oriente, luego del ataque de los Estados Unidos e Israel a Irán, puede complicar el abastecimiento de combustible de algunos puntos del mundo, lo que llevará a un aumento en los precios intercnacionales, según explicó Pedro Cascales, Presidente de la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA).
“A pesar de que Irán sólo produce el 2 del petróleo a nivel mundial, representa el 20 % de lo que se genera en Medio Oriente, y además es uno de los principales abastecedores de China”, explicó Cascales en declaraciones a Diario Popular.
“La duración del conflicto en la pregunta del millón. Si el conflicto se prolonga, el precio de los combustibles a aumentar como el de cualquier otro commodity. No va a afectar a corto plazo, pero si a mediano y largo plazo. Irán es un país poderoso con un gran ejército”, explica el presiente de la Cámara que reúne a 16 empresas que operan el 70% del mercado y que funciona desde 1966.
Cascales que apunta que los hidrocarburos son clave para muchas actividades, al margen del consumo doméstico y del transporte. Desde los fertilizantes hasta los productos plásticos son derivados del petróleo y la Inteligencia Artificial (AI) consume una gran cantidad de electricidad, muchas veces generada por hidrocarburos.
Con respecto a la incidencia en la economía argentina, sostiene que no habrá un alza a corto plazo por el conflicto en las naftas, según lo confirman desde YPF, y el gas natural y en el envasado, especialmente en áreas rurales donde se utilizan conocidos “chanchas”, a partir de lo estimado por la Secretaría de Energía.
El estrecho de Ormuz, por el que transita una quinta parte del crudo del mundo y buena parte de minerales estratégicos, está virtualmente cerrado por las amenazas de la Guardia Revolucionaria iraní contra quienes lo transiten.
“Casi no están circulando buques en la zona y ninguna compañía los quiere asegurar. Países como China y los del sudeste asiático se van a ver afectados por esto”, apuntó el títular de la Cámara.
Además, Cascales, recordó otros conflictos en Medio Oriente, que también pusieron en riesgo la distribución de combustibles en su momento, como el caso de la Guerra del Golfo, a mediados de los 90′ “se plateó algo parecido, Irak es un país muy similar a Irán en cuanto a la producción de combustibles”, con aumento en los precios de los combustibles.
El director general de la Organización Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Mariano Grossi, advirtió que Irán aun posee uranio enriquecido suficiente para fabricar unas 10 bombas nucleares.
El argentino Grossi brindó una entrevista a RFI en la que subrayó su preocupación de que “la situación en lo que respecta a los activos nucleares de Irán permanece en el mismo estado en el que estaba antes de la guerra”.
“Es decir, existe un stock de uranio enriquecido al 60 %, de más de 440 kilogramos, una cantidad suficiente para fabricar una decena de armas nucleares”, puntualizó.
Sostuvo que “también hay capacidades tecnológicas e industriales que siguen existiendo”.
“Esto significa que, más allá del conflicto, que tendrá su propia lógica y que espero llegue a negociaciones, ojalá lo antes posible, será necesario volver a la mesa de” diálogo “y encontrar de una vez por todas una solución duradera a esta historia que nos afecta desde hace más de veinte años”, continuó Grossi.
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro inició en Cipolletti una serie de encuentros de trabajo con municipios productores para analizar y consensuar la propuesta de revisión de la distribución secundaria de regalías hidrocarburíferas, impulsada por el Gobierno Provincial.
Los encuentros se desarrollan junto a intendentes y equipos técnicos, encabezados por la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
El ciclo comenzó con el Intendente del municipio local, Rodrigo Buteler, y continuará durante los próximos días con las demás localidades productoras: Fernández Oro, Allen, General Roca, Cervantes, Catriel, Cinco Saltos, Campo Grande y Contralmirante Cordero.
Las reuniones se desarrollan en modalidad de trabajo técnico, con la participación de intendentes junto a sus equipos especializados, quienes son recibidos por Moya y colaboradores técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos.
El objetivo es revisar en detalle la propuesta metodológica presentada por la Provincia para actualizar la distribución de regalías entre municipios productores, un esquema que busca reflejar la realidad actual de la actividad hidrocarburífera y su impacto territorial.
“Lo que estamos buscando es conocer si tienen alguna contrapropuesta o si tienen alguna consulta puntual sobre sus municipios”, explicó Moya durante los encuentros.
La iniciativa forma parte del proceso de diálogo institucional que el Gobierno provincial impulsa con los municipios para actualizar distintos esquemas de distribución de recursos, incorporando criterios técnicos y buscando consensos con los gobiernos locales.
En paralelo, el ministro de Gobierno y Trabajo, Agustín Ríos, desarrolla un recorrido territorial junto a autoridades provinciales en el marco de la mesa de trabajo lanzada por el gobernador con todos los municipios.
Este espacio tiene como objetivo avanzar en el análisis y actualización de los índices de coparticipación provincial, cuya última revisión se realizó hace más de 30 años.
La licitación eólica e hídrica de Panamá recibió siete ofertas (repartidas en seis generadoras) que suman hasta 260,57 MW de potencia, según el análisis de los documentos oficiales del proceso y las propuestas presentadas por los desarrolladores.
El proceso LPI No. ETESA 01-25, impulsado por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), está destinado a contratar suministro de potencia firme y energía mediante contratos de largo plazo, mientras que la adjudicación está prevista para el 24 de abril, fecha en la que se conocerá qué proyecto asegurará los contratos dentro de esta convocatoria estratégica.
De acuerdo análisis de EnergíaEstratégica, la potencia total del proceso depende de la forma en que se calcule, ya que varios proyectos —especialmente los eólicos— presentan generación variable según el mes del año, ya que si se suman los picos máximos de generación que cada planta puede entregar en su mejor mes, el volumen total ofertado asciende a 260,57 MW de capacidad potencial.
Sin embargo, la capacidad real disponible para el sistema no es constante durante todo el año, debido a que los proyectos eólicos dependen de la intensidad del recurso viento.
Al analizar la generación conjunta mes a mes —considerando todos los proyectos en operación— la potencia combinada oscilaría entre 138,34 MW y 250,04 MW.
¿Cómo se reparte? Febrero sería el mes con mayor potencia disponible, cuando la capacidad conjunta alcanzaría 250,04 MW, impulsada por el máximo rendimiento de los parques eólicos. En contraste, octubre registraría el nivel más bajo de generación, con 138,34 MW, debido a la menor producción de los proyectos eólicos durante ese periodo.
La potencia ofertada por cada empresa
Los documentos de la licitación detallan la capacidad que cada empresa propone suministrar al sistema eléctrico.
UEP Penonomé III, S.A. presentó una oferta de 69 MW de potencia fija para todos los meses del año, convirtiéndose en una de las propuestas de mayor capacidad dentro del proceso.
Por su parte, UKA Parque Eólico La Colorada, S.A. ofertó una capacidad variable que alcanza un máximo de 90,39 MW en febrero y desciende a 16,59 MW en octubre, reflejando la estacionalidad del recurso eólico.
El proyecto presentado por Santa Cruz Wind S.A. también corresponde a un parque eólico con potencia variable, que oscila entre 61,23 MW en febrero y 12,81 MW en octubre.
En el caso de Los Naranjos Overseas, S.A., la propuesta contempla 10 MW de potencia constante durante todo el año, aportando generación renovable estable dentro del conjunto de ofertas.
Por su parte, Hidronorth Corp. presentó una central hidroeléctrica con potencia mensual variable que fluctúa entre 1,32 MW en marzo y 4,05 MW en octubre.
Finalmente, Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A. presentó dos propuestas distintas para la central San Bartolo.
La primera corresponde a una oferta de solo energía, con potencia variable que va desde 8,27 MW en abril hasta 20 MW entre junio y diciembre.
La segunda es una propuesta de solo potencia, que contempla 5,90 MW fijos a partir de 2031, mientras que durante los años iniciales del contrato —2029 y 2030— la oferta es de 0 MW.
Durante el acto de recepción de propuestas, la funcionaria de ETESA remarca que “no se registraron observaciones durante el proceso de apertura de sobres”, por lo que todas las ofertas continúan en competencia dentro del proceso licitatorio.
El proceso busca adjudicar contratos de suministro eléctrico a largo plazo, mecanismo utilizado en el país para asegurar abastecimiento energético y estabilidad en los precios del mercado eléctrico.
Tras la apertura de sobres, ETESA avanzará con la evaluación técnica y económica de las ofertas, etapa que determinará qué proyectos renovables serán adjudicados y se incorporarán al sistema eléctrico nacional en los próximos años.
Paraguay proyecta una expansión significativa de su sistema eléctrico para acompañar el crecimiento de la demanda, que en los últimos años superó ampliamente los niveles históricos y obliga a incorporar nueva generación en el corto plazo.
Según estimaciones oficiales, el país necesitará hasta 800 MW de capacidad adicional para abastecer tanto el aumento del consumo actual como la llegada de nuevas industrias.
“El sector privado va a ser el gran jugador de aquí para adelante en Paraguay”, afirmó el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina al explicar la estrategia del gobierno para movilizar capital hacia nuevos proyectos de generación eléctrica.
El funcionario detalló que el Plan Maestro de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) prevé una expansión anual de entre 400 y 500 MW, pero advierte que esa cifra podría ampliarse ante el crecimiento de la industria y de grandes consumidores.
“Existe una necesidad de 200 a 300 MW más que tendremos que implantar para atender a la gran industria que se viene”, señala el viceministro, aclarando que no cuenta la industria convergente.
Entre las medidas previstas se incluyen contratos de compraventa de energía (PPA) de hasta 30 años, la habilitación de consorcios y la cesión de proyectos, mecanismos destinados a facilitar el financiamiento de nuevas centrales.
Uno de los hitos de esta estrategia será la primera licitación solar a gran escala del país, que prevé la construcción de un parque fotovoltaico de 140 MW en Chaco Central, que se lanzará una vez concluida la reglamentación de la normativa de promoción renovable.
“Estamos obligados a lanzar la licitación antes de mitad de año”, afirmó el viceministro, quien detalló que el proyecto podría entrar en operación entre un año y medio y dos años después de adjudicado.
“¿A qué precios se pueden instalar los proyectos? Entre USD 50-60 por MWh, por lo que entiendo que hay una rentabilidad importante y que es un punto de equilibrio para entrar al mercado”, agregó Bejarano
Esa necesidad de licitaciones y nuevos proyectos se debe al fuerte aumento de la demanda, considerando que en 2024 osciló 18% y 12,5% en 2025, comparado con los 7 puntos porcentuales tradicionales, lo que achica la franja de potencia instalada disponible.
En este contexto, el gobierno impulsa un cambio de paradigma en el sistema eléctrico nacional, históricamente concentrado en torno a la ANDE, buscando atraer inversión privada mediante nuevos instrumentos regulatorios, incluyendo la reciente Ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022), que habilita distintos esquemas de participación para desarrolladores y financistas.
En paralelo, el gobierno abrió nuevas modalidades para la comercialización de electricidad, permitiendo contratos directos con grandes consumidores de más de 30 MW, así como el desarrollo de proyectos de autoconsumo.
El nuevo esquema también promueve la generación distribuida en instalaciones menores a 1 MW, donde la ANDE tiene la obligación de adquirir la energía generada por los autoproductores. Este segmento podría expandirse especialmente en el área metropolitana.
Integración regional y nuevos mercados eléctricos
La expansión energética paraguaya también contempla nuevas oportunidades de exportación hacia mercados regionales, aprovechando la infraestructura de interconexión eléctrica existente, considerando que el país ya cuenta con vínculos energéticos con Brasil y Argentina, a la vez que analiza la posibilidad de ampliar su alcance hacia Bolivia mediante futuras interconexiones.
“Tenemos posibilidad de exportación de energía, dado que se abre un nuevo mercado como Bolivia y hay una posibilidad de interconexión a futuro bastante cercano”, explica Bejarano.
Además, el desarrollo de infraestructura regional como la Ruta Bioceánica podría impulsar nuevas actividades industriales en el Chaco paraguayo, lo que incrementaría la demanda energética en esa región y abriría oportunidades para proyectos renovables y de generación firme que acompañen el crecimiento del sistema eléctrico.
El mercado solar entra en una etapa de ajuste tras varios años de caída acelerada en el precio de los paneles. Así lo advirtió Luis Contreras, Managing Director de YingliSolar, quien anticipó que los paneles solares podrían aumentar hasta un 19%, en un escenario marcado por ajustes en los costos de fabricación, cambios regulatorios en China y una mayor exigencia para el desarrollo de nuevos proyectos.
“En la cadena de suministro el polisilicio, la oblea y la célula están subiendo en precios. Ahora mismo han subido ya un 10% y en abril se suma un 9%. Nos enfrentamos a un año fundamentalmente de ajuste””, explicó el ejecutivo durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia.
Según explicó, el sector atraviesa un punto de inflexión luego de un período de precios extremadamente bajos que, en muchos casos, resultaron difíciles de sostener para la industria. Y uno de los factores centrales detrás de este cambio es el encarecimiento de distintos eslabones de la cadena de suministro solar, especialmente en materiales clave utilizados para la fabricación de paneles.
“Eso significa directamente un 9% de coste adicional sobre el precio nuevo”, remarcó el ejecutivo, aludiendo a que ese incremento podría modificar el escenario de precios que caracterizó al sector en los últimos años, obligando a promotores, desarrolladores e inversores a recalcular los costos de nuevos proyectos.
“El que esté diseñando ahora CAPEX en los próximos meses se está encontrando con una gran dificultad porque o no damos precios o estamos dando precios un poco inflado”, advirtió el representante de Yingli Solar.
De todos modos, el módulo fotovoltaico seguirá aportando nuevos atributos y prestaciones a la tecnología de generación renovable, siendo la tipología de celda N-Type como el principal vector de innovación para los próximos años.
Según el referente de la compañía, este tipo de soluciones permitirá mayor eficiencia energética, más potencia por metro cuadrado y mejores prestaciones operativas ante altas temperaturas y bajas radiaciones, características cada vez más valoradas en proyectos utility scale.
Hibridación y regulación: los nuevos desafíos del mercado
El crecimiento del sector también dependerá del desarrollo de proyectos híbridos que integren generación solar y almacenamiento, un modelo que gana interés entre los desarrolladores.
Sin embargo, el Managing Director de Yingli Solar enfatizó que “los desarrolladores y los promotores realmente quieren hacer hibridación y colocar baterías, pero no tienen las reglas claras”.
Entre los principales obstáculos señaló la ausencia de mecanismos para remunerar la flexibilidad del sistema eléctrico y procesos más ágiles para la conexión a la red.
“No tienen mecanismos claros en cuanto al mercado de capacidad, a la retribución de la flexibilidad y a la aceleración o agilidad en la conexión a red”, agregó.
Contreras considera que el mercado atraviesa una etapa comparable a los primeros años de expansión de la energía solar en España: “Estamos en un momento parecido al que tuvo la fotovoltaica en 2004 o 2006”.
El almacenamiento energético comienza a posicionarse como uno de los pilares para la próxima etapa del mercado renovable argentino, en un contexto marcado por nuevas señales regulatorias como la licitación Alma SADI por 700 MW.
En este escenario, Luiz Fernando Biagini, Head of Sales Southern Cone de Sungrow, aseguró que Argentina podría experimentar un crecimiento acelerado de sistemas BESS, con proyecciones que podrían superar ampliamente las previsiones iniciales del mercado.
“En los años pasados solíamos hablar de números conservadores como 3 GWh en storage, quizás 6 GWh como una cifra más agresiva, y yo creo que va a pasar mucho más”, afirmó el ejecutivo al referirse al potencial de capacidad instalada de sistemas BESS en el país en los próximos años.
De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.
De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.
En ese contexto, Sungrow busca posicionarse como uno de los actores tecnológicos que acompañen ese crecimiento. La compañía ya acumula más de 10 GWh de almacenamiento instalados en América Latina, experiencia que le permite trasladar conocimiento técnico y operativo a nuevos mercados como el argentino.
“En 2025 ya tenemos 4,8 GWh vendidos en América Latina y para 2026 tenemos comprometidos alrededor de 5 GWh”, señaló Biagini al referirse al pipeline de proyectos BESS en la región.
Asimismo, el directivo destacó que el crecimiento del storage en Argentina no dependerá únicamente de la tecnología, sino también de la evolución regulatoria y de las señales que el mercado comience a consolidar en los próximos años.
En ese marco, Biagini sostuvo que la flexibilidad será un elemento central para los desarrolladores y proveedores de tecnología, ya que cada proyecto presenta requerimientos distintos en función del sistema eléctrico y del modelo de negocio.
“Cada cliente tiene una necesidad distinta, entonces tener un producto que se adecue a su necesidad es clave. Y tener un sistema que dure 20 años con PPAs firmados y que pueda garantizar esa energía que nuestros clientes van a entregar a la red es una responsabilidad muy grande”, señaló Biagini.
En paralelo, el ejecutivo destacó que la evolución tecnológica del almacenamiento continuará avanzando para acompañar el crecimiento del mercado, de modo que Sungrow lanzó recientementePowerTitan 3, una solución diseñada para aplicaciones utility scale con 6,9 MWh por contenedor.
“Chile es el laboratorio de América Latina, quizás todo pasa allá primero y después se va a los otros países. Tener esa tecnología, saber que somos líderes del mercado y que tenemos la capacidad para comisionar en tiempo récord nos da mucha seguridad para llevar esa tecnología a Argentina”, apuntó.
El cuello de botella del sistema eléctrico español dejó de ser tecnológico. Hoy es estructural. La falta de acceso efectivo a la red y la ausencia de mecanismos de estabilidad económica condicionan el desarrollo de almacenamiento de larga duración, especialmente bombeo hidráulico.
Así lo planteó José Luis Adanero, director de Planificación, Regulación e Inversiones de Iberdrola, durante el segundo panel en FES Iberia 2026. “Tú empiezas con ilusión cuando tienes un acceso”, afirmó, al explicar cómo la paralización de nudos y concursos pendientes frena proyectos estratégicos incluso cuando están técnicamente maduros.
En inversiones que se proyectan a 40, 50 o más años, la visibilidad regulatoria es determinante. Sin punto de conexión firme no hay estructuración financiera posible. El directivo insistió en la necesidad de reactivar esa dinámica. “Hay que ilusionar con ese acceso en que los permisos avancen”, sostuvo, vinculando el debate con planificación de redes y agilidad administrativa.
En este contexto, el almacenamiento aparece como la pieza que permite sostener la penetración renovable sin comprometer la estabilidad. Iberdrola acumula 125 años de trayectoria y mantiene una posición histórica en tecnologías de flexibilidad.
“La parte de almacenamiento siempre ha estado”, recordó Adanero.
«Alguien trató de comparar el tipo de almacenamiento hablando de que uno es un avión y otro es una bicicleta. Ambos te mueven, pero posiblemente si quieres llegar lejos necesites a lo mejor un avión”, explicó.
La comparación expone una visión estratégica: las baterías electroquímicas —de rápida ejecución y creciente competitividad— aportan flexibilidad operativa de corto plazo. El bombeo, en cambio, ofrece potencia y duración estructural.
Iberdrola opera activos como Tâmega en Portugal y La Muela en Valencia, y desarrolla seis proyectos electroquímicos que suman 300 MWh, de los cuales tres ya están en servicio. Sin embargo, la expansión del bombeo enfrenta restricciones adicionales.
El desarrollo de almacenamiento de larga duración exige mecanismos estables que complementen los ingresos de mercado. Adanero afirmó que es necesario que los pagos por capacidad puedan asegurar parte de ese ingreso que vas a recibir para pagar la inversión que has llevado a cabo.
En paralelo, el horizonte concesional condiciona nuevos proyectos hidráulicos. “Esas concesiones probablemente no tengan una vida de los 70 u 80 años que tú deberías esperar para viabilizar un bombeo nuevo”, advirtió.
Sin extensión adecuada de concesiones y sin pagos por capacidad bien diseñados, el bombeo pierde atractivo financiero frente a otras alternativas de menor plazo.
Más allá de la tecnología, el ejecutivo sostuvo que el foco está en la estabilidad sistémica, en equilibrio entre generación renovable, almacenamiento y capacidad firme.
El mensaje final hacia el regulador fue claro: acceso efectivo, redes modernizadas, almacenamiento estructural y señales económicas de largo plazo. Sin esos elementos, la transición pierde velocidad. Con ellos, el sistema eléctrico puede consolidar resiliencia y competitividad industrial en un entorno de creciente electrificación.
En el marco de los preparativos para la revisión conjunta del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), los resultados de las consultas públicas a nivel nacional han revelado un consenso claro: la transición hacia las energías renovables y la sustentabilidad son pilares innegociables para mantener la competitividad y detonar el desarrollo regional en América del Norte.
A través de mesas sectoriales y consultas en las 32 entidades federativas, el sector productivo enfatizó que el desarrollo sostenible ya no puede seguir posponiéndose. Industrias clave para el comercio trilateral alzaron la voz respecto a sus requerimientos energéticos. Como señala el informe oficial: “los sectores de acero, aluminio, energía y minería insistieron en la necesidad de contar con una matriz energética limpia, asequible y estable, que garantice seguridad regulatoria y competitividad».Las consultas revelaron que la visión sobre la energía se complementa según la región del país, coincidiendo en que es un motor fundamental para el futuro:
Impulso industrial en el Norte y Bajío: Para sostener la competitividad de la manufactura y los procesos just-in-time, estados fuertemente industrializados demandan disponibilidad y estabilidad en el suministro eléctrico, promoviendo propuestas vinculadas a la transición energética y la cooperación trilateral.
Motor de desarrollo en el Sur-Sureste: En contraste, la región sur percibe que “la energía —especialmente la limpia— puede detonar desarrollo regional, atraer inversión y generar empleo”.
Destaca el llamado conjunto de estados como Tabasco, Tamaulipas y Sonora, los cuales, si bien subrayan la relevancia del Capítulo 8 del T-MEC como garantía de la soberanía nacional, coincidieron en la necesidad de establecer un marco de transición ordenada hacia las energías limpias. Para lograrlo, demandaron reglas claras que permitan la participación del sector privado, cooperación trilateral y el impulso de mecanismos de financiamiento verde.
Asimismo, reconociendo que la infraestructura no es el único reto, se planteó la urgencia de desarrollar capital humano. En este sentido, el estado de Tabasco destacó la propuesta de crear un clúster educativo-tecnológico que sirva como plataforma para formar talento especializado específicamente en energías limpias y manufactura avanzada.
El mensaje emanado de las consultas es contundente: la revisión del T-MEC en 2026 abre una oportunidad invaluable para alinear los objetivos comerciales e industriales con una agenda de modernización que incluya la transición energética y la sostenibilidad ambiental. México se prepara para impulsar una postura que construya un bloque productivo trilateral no solo eficiente, sino profundamente sustentable e integrado.
GameChange Solar redefine su estrategia en España con un objetivo claro: convertirse en socio tecnológico de referencia durante toda la vida útil de los proyectos fotovoltaicos, reforzando su posicionamiento en un mercado maduro, altamente competitivo y con precios de energía entre los más ajustados de Europa.
“Nuestro planteamiento desde el punto de vista estratégico para el mercado europeo es conseguir consolidarnos como partners tecnológicos de nuestros clientes”, afirmó Óscar Aira, Managing Director para Latinoamérica y Europa de GameChange Solar, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.
“Ser un partner tecnológico significa no solo resolver los problemas que el cliente tiene en este momento, sino estar con ellos ante los problemas que puedan surgir en el medio y largo plazo. Estamos hablando de 40 años en algunos casos” sostuvo.
El concepto no es retórico. Implica un compromiso operativo extendido que trasciende el suministro de seguidores solares, por lo que se agrega una dimensión temporal que marca la diferencia.
“Hemos duplicado el crecimiento respecto al año anterior y la idea es volver a duplicarlo el próximo año. Pero nuestro objetivo no es solo hacer más megavatios, sino que los clientes repitan y se consoliden con nosotros como socio tecnológico a medio y largo plazo. Esa es la clave de nuestra estrategia de crecimiento en la región”, remarcó Aira.
Y cabe destacar que la compañía, líder global en innovación y especializada en seguidores solares de alto rendimiento, sistemas de estanterías y soluciones BOS, acumula más de 58 GW de sistemas solares entregados a nivel mundial. Sin embargo, en Iberia el desafío no es solo volumen, sino competitividad estructural.
¿Por qué? España representa un mercado maduro, con un alto nivel de megavatios instalados y múltiples proyectos en tramitación, lo que implica presión sobre costos y reducción de márgenes.
Según el directivo, el eje está en el coste nivelado de la energía, en ser capaces de reducir de forma consistente el LCOE de los proyectos, bajar el CAPEX y el OPEX.
“Para adaptarnos a las pendientes tenemos básicamente dos soluciones. Una se llama Genius Terrain Following Tracker, que permite que el tracker siga las ondulaciones del terreno sin necesidad de realizar grandes movimientos de tierras que incrementan el CAPEX del proyecto”, detalló.
“ La segunda se llama TopoSmart, Con ella podemos crear diferentes configuraciones de postes para adaptar la altura del tracker en determinadas zonas, con postes más largos o más cortos, de modo que no sea necesario realizar movimientos de tierras, que hoy es una de los principales factores que incrementan el CAPEX los proyectos”, agregó.
La reducción del movimiento de suelo no solo impacta en costos directos, sino en tiempos, permisos y viabilidad técnica. No obstante, la estrategia no es absoluta, dado que se trata de hacer un balance con diferentes escenarios, lo que resalta la importancia de análisis comparativos y cálculos precisos.
“Diseñamos los componentes no pensando en la obsolescencia programada, sino realizando ciclos de vida acelerados para ofrecer soluciones que duren el máximo tiempo posible”, subrayó el Managing Director de Europa y LatAm de GameChange Solar aludiendo a que la vida útil de los componentes es central es un entorno donde los PPA se sitúan entre los más bajos del sector y la confiabilidad se convierte en un activo financiero.
Finalmente, el mensaje a desarrolladores e inversores apunta a la visión integral del proyecto: “Es más importante que tener un socio que en un momento puntual ofrezca un CAPEX atractivo, contar con un socio de largo plazo que los acompañe durante toda la vida útil de la planta”.
Es decir que, en un mercado donde la competencia es cada más elevada, GameChange Solar apuesta por una propuesta basada en reducción sostenida de LCOE, adaptabilidad técnica en terrenos complejos, compromiso de 40 años y generar confianza basada en excelencia. España se consolida así como una pieza estratégica dentro de su expansión europea.
El gas natural es el principal insumo y representa el 80% del costo de producción de la urea.
“Si Irán detiene el flujo de petróleo en el Estrecho de Ormuz, será golpeado por Estados Unidos 20 veces más fuerte de lo que fue golpeado hasta ahora”, afirmó Donald Trump este lunes. Esta zona del mundo de 33 kilómetros en su parte más angosta es un punto nodal del comercio internacional porque transitan barcos que transportan a diario 20 millones de barriles de petróleo crudo y combustibles y una quinta parte del gas natural licuado (GNL) del mundo. También es relevante para la Argentina, ya que, entre otros productos, por el Estrecho de Ormuz pasa el 35% de la urea que importa el país, un insumo clave que se utiliza como fertilizante en el campo argentino.
La guerra en Medio Oriente que comenzó con el bombardeo de Estados Unidos a Irán el 28 de febrero generó un cimbronazo en los mercados internacionales y provocó una histórica suba del precio del petróleo y del GNL. El dato no es menor, ya que el gas es el principal insumo y representa el 80% del costo de producción de la urea. Solo en lo que va de marzo el precio internacional de urea aumentó 30% hasta los 715 dólares por tonelada.
Urea a través del Estrecho de Ormuz
La Argentina importó el año pasado 525.000 toneladas de urea granulada (un 17% sumando la producción local más la importación) que pasaron por barco a través del Estrecho de Ormuz, que en la actualidad es la zona más disputada de la guerra en Medio Oriente y por donde también pasa un tercio de los fertilizantes que consume el mundo.
De ese volumen, la Argentina importó 287.000 toneladas de urea desde Qatar, 187.000 toneladas de Emiratos Árabes Unidos (EAU) y alrededor de 50.000 toneladas provenientes de Arabia Saudita, según un informe de Ría Consultores de Javier Preciado Patiño basado en datos oficiales.
El mayor volumen de las importaciones de urea es para cubrir la demanda en el país que va de abril a octubre, para abastecer la fertilización del trigo y cebada en el invierno y de maíz en la primavera. Sin embargo, este año la producción local de la planta de Profertil, la única en el país que produce este fertilizante, podría ser la porción que primero se utilice para abastecer el mercado local y evitar los precios altos y luego se utilizaría los volúmenes importados a un valor mayor.
La Argentina importó 287.000 tn de urea desde Qatar, 187.000 tn de Emiratos Árabes Unidos (EAU) y 50.000 tn de Arabia Saudita en 2025.
Guerra en Medio Oriente y el abastecimiento de urea
Si el conflicto bélico en Medio Oriente se prolonga en el tiempo, uno de los efectos que podría sufrir la Argentina sería un mayor riesgo para asegurarse el abastecimiento de la urea necesaria para la próxima campaña agropecuaria. La Argentina tendría que apelar a otros mercados de Europa y Asia para abastecerse del fertilizante clave para la producción de cereales como el trigo, maíz y cebada, entre otros, en un contexto internacional de precios altos y con más competencia entre países.
La Argentina consume 2,5 millones de toneladas anuales, el triple de lo que demandaba hace 20 años. Un poco menos de la mitad es abastecida por la planta de Profertil de Bahía Blanca, que demanda 2,5 millones de metros cúbicos por día de gas natural.
El resto de la demanda de urea (alrededor de 1.500.000 toneladas) que el campo argentino demanda es importada. El 60% de la urea que llega al país viene de países de Medio Oriente, pero no del Estrecho de Ormuz, como Turkmenistán, Azerbaiyán, Egipto y del sur de Omán. El resto de la importación llega desde España, Rusia y Nigeria y Argelia, entre otros países.
Pampa Energía pidió ingresar al RIGI con una inversión de USD 4.500 millones para desarrollar Rincón de Aranda, uno de los bloques de shale oil de mayor crecimiento en Neuquén.
Es la mayor apuesta concentrada en un solo activo en la historia de la compañía y un movimiento que confirma que el nuevo ciclo de inversiones en Vaca Muerta ya empezó.
El proyecto incluye más de 100 pozos nuevos, plantas de tratamiento, oleoductos, gasoductos y la conexión directa con el sistema de VMOS. La empresa busca acelerar la producción, extender el plateau y duplicar el output hacia 2027. El RIGI, ampliado recientemente para incluir upstream, permite blindar la inversión con estabilidad fiscal y libre disponibilidad de divisas.
Rincón de Aranda está ubicado entre Añelo y Rincón de los Sauces, dos polos urbanos que ya funcionan como base logística del shale. No hace falta montar una ciudad nueva, pero sí habrá expansión de servicios, alojamiento, transporte y parques industriales.
La inversión derrama en más de 200 rubros y moviliza a toda la cadena de valor: perforación, completación, transporte de agua y arena, ingeniería, construcción, energía eléctrica y servicios industriales.
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El impacto laboral es directo. En pico de obra, el proyecto puede generar entre 1.500 y 2.000 empleos, más otros 3.000 a 5.000 indirectos en proveedores, logística y servicios. En operación, sostendrá entre 400 y 600 puestos permanentes. Para Neuquén, significa más regalías, más infraestructura y más producción exportable.
Visión Runrún
Una inversión de USD 4.500 millones no es un anuncio: es un cambio de escala. Vaca Muerta entra en una etapa donde los proyectos integrales —upstream, midstream e infraestructura— se financian con reglas claras y visión de largo plazo.
El desarrollo de Rincón de Aranda consolida el corredor Añelo–Rincón de los Sauces y empuja a toda la cadena de valor. Es el tipo de apuesta que transforma territorio, empleo y exportaciones. Vaca Muerta está entrando en su década decisiva.
El pozo más productivo de enero no estuvo en Neuquén, sino en el bloque Confluencia Sur, operado por Phoenix Global Resources. La compañía alcanzó una producción de 2.720 barriles diarios, un nivel que desplazó a desarrollos históricos de la cuenca.
El pozo PET.RN.CoS.x-3 (h) logró ese resultado con una rama lateral de 3.000 metros, una profundidad final de 6.350 metros y 105 etapas de fractura. Además, Phoenix confirmó que incorporará una nueva torre de perforación para acelerar el desarrollo del bloque.
Por otra parte, el desempeño del pozo reabre un debate técnico clave: la “lengua” de Vaca Muerta bajo Río Negro podría tener un potencial mayor al previsto. Analistas advierten que se necesita repetitividad para confirmar tendencia, pero el dato ya modificó el mapa productivo del shale.
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En paralelo, la provincia busca consolidar su rol dentro de la cuenca. Phoenix es hoy la principal productora de petróleo en Río Negro y avanza con un plan de inversión que incluye más pozos horizontales y mayor capacidad de fractura.
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El pozo récord no es solo un dato operativo. Es una señal estratégica.
Río Negro empieza a disputar un espacio que hasta ahora era exclusivo de Neuquén. Si la repetitividad acompaña, la cuenca podría expandirse hacia el este y sumar un nuevo polo de desarrollo. Para un país que necesita más producción, más exportaciones y más divisas, cada sorpresa positiva en Vaca Muerta es una oportunidad para acelerar el crecimiento.
La Secretaría de Inteligencia publicó un mensaje inusual sobre el rol estratégico de la energía en el mundo actual.
El organismo afirmó que los países que garantizan abastecimiento y capacidad de exportación no solo crecen. Además, acumulan poder en un escenario global marcado por la competencia por recursos críticos.
El comunicado destaca que Vaca Muerta ya posiciona a la Argentina como un actor relevante. Las proyecciones oficiales estiman que, para 2026, las exportaciones energéticas podrían superar los u$s 18.000 millones anuales. Ese flujo de divisas tendría impacto directo en la balanza comercial y en la estabilidad macroeconómica.
Por otra parte, la SIDE advierte que esa centralidad implica riesgos crecientes. Entre ellos menciona injerencia externa, presión sobre infraestructuras críticas, espionaje, ciberataques y presencia de organizaciones criminales en cadenas logísticas y contratos estratégicos.
El organismo sostiene que proteger un activo de esta magnitud exige información precisa y análisis permanente del contexto internacional.
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En paralelo, el mensaje aparece en un momento de fuerte tensión global por energía y recursos críticos. Europa busca proveedores estables de gas. Estados Unidos compite por minerales estratégicos. China expande su influencia en infraestructura energética. A la vez, la IA acelera la demanda eléctrica mundial.
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La SIDE no habla solo de seguridad. Habla de desarrollo.
El comunicado reconoce que Vaca Muerta dejó de ser un recurso económico para convertirse en un activo geopolítico. Si Argentina quiere transformar ese potencial en exportaciones, estabilidad macro e inversiones, necesita protegerlo como lo que es: un componente central de su poder nacional.
El gasoducto de 478 kilómetros que unirá Tratayén con el Golfo San Matías avanza hacia su definición final. En abril, Southern Energy (SESA) adjudicará la obra que permitirá alimentar su proyecto de GNL en Río Negro.
La licitación atrajo a dos jugadores internacionales con experiencia directa en ductos de gran escala: Pumpco, de Estados Unidos, y Bonatti, de Italia.
Por una parte, Pumpco llega respaldada por MasTec, uno de los mayores grupos de infraestructura energética de Estados Unidos. La empresa construyó tramos de gasoductos estratégicos en el shale norteamericano, incluidos proyectos de 36 y 42 pulgadas.
Su principal fortaleza es la velocidad de ejecución y la capacidad de movilizar equipos grandes en trazados extensos, un punto clave para una obra que atraviesa zonas rurales y semiáridas.
Por otra parte, Bonatti aporta un perfil distinto. La compañía italiana tiene más de 70 años de experiencia en ingeniería y construcción de ductos de exportación.
Trabajó para ENI, Total, Shell y BP en Europa, África y Medio Oriente. Además, conoce el sistema argentino: participó en obras de TGS, TGN y en tramos del Neuba II. Su diferencial es la solidez técnica en proyectos EPC y en ductos de alta presión.
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En paralelo, ambas empresas se asociaron con contratistas locales para operar en territorio argentino. Pumpco integra un consorcio con Bonatti y Contreras Hermanos, mientras que Bonatti también compite por tramos específicos del ducto. La planta compresora, en tanto, se definirá entre OPS, Pecom, Contreras y Víctor Contreras.
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La competencia entre Pumpco y Bonatti muestra que el gasoducto de SESA ya trasciende la escala local. Es una obra que atrae a contratistas globales con experiencia en exportación energética.
Para Argentina, esto significa algo más que un ducto: es un paso concreto hacia un proyecto de GNL con proyección internacional. Si la obra avanza en tiempo y forma, el país sumará capacidad para exportar gas y consolidar un nuevo vector de desarrollo.