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Solo 3 de cada 10 PyMEs invierte en IA: el riesgo ya no es tecnológico, es de supervivencia competitiva

La adopción de inteligencia artificial en las PyMEs argentinas avanza a un ritmo tan lento que ya configura un riesgo competitivo. Según datos presentados en el encuentro “Inteligencia Artificial para PyMEs”, apenas 3 de cada 10 empresas realizan inversiones estratégicas en IA: asignan presupuesto, capacitan equipos y definen objetivos de negocio.

El resto se mantiene en un uso superficial, fragmentado o directamente inexistente, aun cuando la tecnología ya es un factor determinante para la productividad.

La brecha entre interés y aplicación quedó expuesta en una encuesta a mano alzada frente a más de mil empresarios: muy pocos usan IA de manera regular y casi nadie confía en ella para tareas críticas. El problema no es rechazo, sino desorientación. Los consultorios más concurridos del evento fueron los que respondían a la pregunta más básica: “¿Por dónde empezar?”. La sobreinformación, la falta de estrategia y el temor a invertir sin retorno frenan decisiones que, en otros países, ya son estándar.

El riesgo es claro: mientras las PyMEs argentinas dudan, el comercio electrónico crece a tasas superiores al 70% anual y las empresas que integran automatización reducen costos operativos entre 30% y 50%.

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La IA dejó de ser una herramienta de eficiencia para convertirse en un diferencial de supervivencia. Las compañías que no adopten procesos inteligentes quedarán rezagadas frente a competidores que operan con menos errores, más velocidad y mayor capacidad de análisis.

La situación se agrava porque la mayoría de las PyMEs sigue usando IA solo para tareas básicas —generar textos, imágenes o piezas de comunicación— mientras el mundo avanza hacia agentes autónomos capaces de ejecutar acciones, tomar decisiones y aprender de los resultados.

La Argentina tiene talento técnico y ecosistema emprendedor, pero la falta de planificación empresarial y la ausencia de políticas públicas específicas generan una adopción desigual y lenta.

El riesgo ya no es tecnológico: es estructural

Y mientras solo 3 de cada 10 PyMEs inviertan en IA con estrategia, la competitividad del sector seguirá en zona roja.


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La PIAP vuelve al centro del debate y la política neuquina exige definiciones

La falta de funcionamiento de la Planta Industrial de Agua Pesada volvió a tensar la agenda energética de Neuquén. La Comisión de Energía de la Legislatura expresó preocupación por la ausencia de un plan operativo y por el deterioro progresivo de una instalación considerada estratégica para el sistema nuclear argentino.

El reclamo no apunta a la confrontación, sino a la necesidad de obtener información precisa sobre presupuesto, mantenimiento y continuidad laboral.

Los diputados remarcaron que la PIAP lleva años sin producir y que los compromisos asumidos en el convenio tripartito entre Nación, Provincia y ENSI no se están cumpliendo. La falta de mantenimiento crítico, la incertidumbre del personal y la ausencia de un cronograma oficial alimentan la inquietud política.

La propuesta de realizar una visita técnica a la planta busca verificar el estado real de las instalaciones y dimensionar el riesgo de un deterioro irreversible.

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El punto más sensible es operativo y económico a la vez. El país volvió a importar agua pesada, un insumo que la PIAP puede producir. El dato no implica un juicio político, pero sí expone una inconsistencia operativa: una planta estratégica permanece inactiva mientras se asignan divisas para adquirir un producto que podría generarse localmente.

En un contexto donde el Gobierno destaca su compromiso con el cumplimiento y la eficiencia, la situación invita a una revisión técnica que permita alinear discurso, capacidades y necesidades del sistema nuclear.

La discusión también tiene un componente federal. La PIAP es un activo único en América Latina y forma parte de la infraestructura crítica del país. Su paralización prolongada no solo afecta a Neuquén: compromete la autonomía tecnológica, encarece el abastecimiento del parque nuclear y debilita la cadena de valor científica e industrial asociada.

La Legislatura neuquina busca evitar que la falta de definiciones termine erosionando un recurso que llevó décadas construir.

El mensaje político es claro. Neuquén reclama previsibilidad, información y un plan concreto para preservar un activo estratégico. No se trata de un conflicto partidario, sino de una demanda institucional para evitar que la inacción termine generando costos mayores.

En un país que necesita fortalecer capacidades propias y reducir dependencias externas, la PIAP vuelve a ser un tema que exige decisiones, no declaraciones.

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San Juan se destaca entre las pocas provincias donde crecieron las ventas de combustibles en febrero

San Juan volvió a diferenciarse del comportamiento nacional. Mientras el país registró en febrero una caída interanual del 1,67% en las ventas de combustibles, la provincia fue una de las cuatro jurisdicciones que lograron crecer. Según datos de Surtidores, el consumo local aumentó 1% respecto del mismo mes del año pasado, con un total de 17.111 m³ comercializados.

El dato adquiere relevancia porque el mercado nacional mostró señales de retracción, especialmente en los productos masivos. La nafta Súper cayó 2,12% y el diésel Grado 2 retrocedió 10,41%, reflejando un consumo más selectivo y un ajuste en segmentos sensibles al precio.

En contraste, los combustibles Premium crecieron con fuerza: la nafta Grado 3 avanzó 5,55% y el gasoil Grado 3 subió 6,59%, tendencia que también se observó en San Juan.

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La comparación mensual muestra una leve baja: respecto de enero, las ventas provinciales retrocedieron 2,09%, lo que confirma que el mercado sigue volátil. Sin embargo, la variación interanual positiva coloca a San Juan en un grupo reducido junto con Buenos Aires, Río Negro y Santa Fe, provincias que lograron sostener o expandir la demanda en un contexto de contracción general.

El comportamiento sanjuanino combina factores territoriales y productivos: actividad minera estable, movilidad interna sostenida y un consumo que se desplaza hacia combustibles de mayor calidad. En un escenario nacional marcado por ajustes, la provincia muestra resiliencia y un mercado que, aunque moderado, mantiene dinamismo.

San Juan vuelve a aparecer como un caso distinto dentro del mapa energético argentino, con una demanda que resiste y un consumo que se reorganiza sin perder volumen.

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La Amazonía enfrenta un desafío energético global: el abastecimiento de combustibles depende casi por completo del transporte fluvial

La Amazonía brasileña expone una paradoja que hoy mira el mundo: una región clave para la estabilidad climática global depende casi exclusivamente de los ríos para sostener su abastecimiento energético.

En estados como Amazonas, Pará y Rondônia, cerca del 90% del suministro de gasolina y diésel llega a través del transporte fluvial, un sistema que combina geografía extrema, infraestructura limitada y una demanda creciente que no puede esperar.

La razón es estructural. En vastas zonas del norte de Brasil, la conectividad terrestre es mínima o directamente inexistente. Allí, los ríos funcionan como autopistas naturales que permiten que el combustible llegue a ciudades del interior, comunidades ribereñas y centros productivos aislados.

El esquema logístico integra transporte marítimo y fluvial: los buques descargan en terminales portuarias y, desde allí, convoyes de barcazas avanzan cientos de kilómetros por las hidrovías amazónicas hasta los centros de distribución regionales.

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La escala del sistema es enorme. Solo en el corredor Miritituba–Santarém se movilizan 1,2 millones de metros cúbicos de combustibles y biocombustibles por año, un volumen que muestra la dependencia territorial y la importancia estratégica de las hidrovías para la seguridad energética del norte brasileño.

La navegación sostiene estaciones de servicio, actividades comerciales y centrales termoeléctricas que abastecen sistemas aislados, esenciales en zonas sin interconexión.

Pero esta dependencia también revela vulnerabilidades. Las variaciones en el nivel de los ríos —cada vez más extremas por el cambio climático— pueden interrumpir rutas, encarecer costos y comprometer el abastecimiento. En años de sequía severa, ciudades enteras quedaron al borde del desabastecimiento por la imposibilidad de navegar tramos críticos.

La logística fluvial, que durante décadas fue una solución natural, hoy enfrenta tensiones que obligan a repensar infraestructura, dragado, mantenimiento y resiliencia climática.

La Amazonía recuerda al mundo que la energía no es solo un recurso: es territorio, clima y logística. Y que en regiones donde la geografía impone límites, la seguridad energética depende de sistemas que deben adaptarse a un escenario global cada vez más incierto.

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El Gobierno habilitó agregar más bioetanol en las naftas para frenar la suba de precios

En una decisión técnica orientada a mitigar el traslado del precio internacional del petróleo al mercado interno, que ronda el 20% desde que se inició el conflicto en Oriente Medio, el Gobierno nacional modificó este viernes una norma que regula la calidad de los combustibles.

En concreto, la secretaría de Energía modificó una normativa para que las empresas incorporen en forma voluntaria hasta 15% de bioetanol en las naftas. “La medida apunta a dar mayor flexibilidad a la industria y a amortiguar eventuales subas en el precio de los combustibles en surtidor, protegiendo al consumidor”, señaló el organismo.

La Resolución 79/2026 elevó el límite máximo de oxígeno permitido en las naftas al 5,6%. Así las refinadoras podrán incorporar más bioetanol de forma voluntaria.

Según el comunicado oficial, la resolución no modificó el corte obligatorio de bioetanol ni impuso nuevas exigencias a las refinadoras. La intención fue adecuar la normativa vigente para que, si una empresa lo consideraba conveniente, pudiera incorporar voluntariamente hasta 15% de bioetanol en las naftas, siempre dentro de los parámetros de calidad establecidos por la regulación.

“En la práctica, esto les da a las refinadoras más flexibilidad para definir la composición de sus combustibles. Si optan por incorporar una mayor proporción de bioetanol, podrán reducir en igual medida la participación del componente fósil refinado del petróleo en la mezcla final”, explicó la Secretaría que comanda María Tettamanti.

El precio de las naftas en la mira

La decisión permitirá a las refinadoras definir la composición de sus combustibles. Si optaban por incorporar una proporción mayor de bioetanol, podían reducir la presencia del componente fósil refinado del petróleo en la mezcla final. El contenido de oxígeno en las naftas está directamente relacionado con el porcentaje de bioetanol incorporado, por lo que la actualización del parámetro resultó necesaria para habilitar mezclas superiores de bioetanol “sin afectar las especificaciones de calidad”.

La tensión geopolítica por la guerra en Medio Oriente llevó a, entre otras cosas, encarecer el precio del petróleo. El barril de Brent superó los US$100, lo que inevitablemente impacta en la nafta en Argentina. De hecho, ya acumula un ajuste del 19% este mes, y el valor de la nafta súper en Buenos Aires ya supera a los $2.000.

Asimismo, registró un aumento de hasta 63,6% en el último año, que casi duplicó a la inflación en su acumulado anual, del 33,1%. Sin embargo, la consultora Focus Market elaboró un estudio que revela que el 46,6% del precio que paga el consumidor son impuestos: 41,5% van a la Nación, 3% a las provincias y 2,1% a los municipios.

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La nafta en Argentina aumentó casi un 20% en marzo y ya es de las más caras de la región

Naftas

Desde que arrancó la ofensiva de Estados Unidos e Israel contra Irán, el barril de petróleo subió de 65 a 96 dólares. Ese salto pegó de lleno en los surtidores de Argentina, donde la nafta súper aumentó casi un 20% en el último tiempo. Mientras el Gobierno pone el foco en los precios de exportación para juntar reservas, el combustible en nuestro país ya se ubicó entre los más caros de toda la región.

Aunque la escalada bélica y el cierre del Estrecho de Ormuz afectan a todos, acá el impacto se siente más fuerte. Según Global Petrol Prices, el litro en Argentina promedia los 1,43 dólares, un valor que en Sudamérica solo superan Uruguay (1,89) y Perú (1,61). Lo curioso es que países que no producen ni exportan, como Paraguay, tienen la nafta más barata (0,90 dólares). El exsecretario de energía, Emilio Apud, explicó: “Eso es por los impuestos que hay acá. El valor del barril explica el 40% del precio, el resto es carga impositiva y transporte”.

En estos dos años, el Gobierno mantuvo la política de alinear los precios locales con los internacionales. Esto generó un superávit energético de 7.800 millones de dólares el año pasado, pero abrió la grieta entre especialistas. Darío Martínez, exsecretario de Energía del gobierno anterior, lamentó que con la Ley Bases se haya eliminado el autoabastecimiento: “Antes, si las refinerías no tenían crudo a precios razonables, no se podía exportar. Eso por ley ya no va más”, señaló y dijo que la población termina pagando una “renta extraordinaria” para las petroleras. Por otro lado, Daniel Dreizzen, exfuncionario del macrismo, consideró que los 1,40 dólares por litro son “razonables” y recordó que en EE. UU. la suba fue del 30%, contra el 20% local.

Desde que asumió Javier Milei, la súper aumentó un 500% promedio, pasando de $311 a unos $2000. Gran parte de este ajuste se explica por la actualización de los impuestos a los Combustibles y al Dióxido de Carbono, que venían congelados desde 2021. Hoy, la carga tributaria total sobre el precio de la nafta es del 35%.

“Si el Gobierno quiere amortiguar los aumentos puede congelar impuestos, pero tocar el precio del barril es un error”, opinó Apud. En cambio, Daniel Cameron, referente del kirchnerismo en el área, sostuvo que “un 20% de aumento los argentinos no lo pueden pagar” y pidió precios desfasados para el mercado interno.

En cuanto a los próximos días, en YPF dicen que si el barril vuelve a los 60 dólares, los precios podrían bajar. En la cartera de Energía no quieren regular los precios y buscan que las petroleras sigan invirtiendo con la garantía de vender a valores internacionales. Por ahora, la única jugada fue subir las retenciones al petróleo convencional del 3,3% al 8%. En un contexto donde la recaudación general viene en caída, el impuesto a los combustibles fue el único que creció casi un 19% en febrero, que fue fundamental para mantener el superávit fiscal.

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Trump aseguró que tomar el control del suministro de petróleo de Irán es “una opción”

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, dijo este jueves que tomar el control del suministro de petróleo de Irán es “una opción”.

El presidente de Estados Unidos, al ser consultado sobre si una solución con Irán podría incluir opciones duras, respondió: “Quiero decir, no hablaría de eso, pero es una opción”, tras una reunión de gabinete en Washington.

Trump sugirió que un acuerdo con Irán podría asemejarse al caso de Venezuela, donde afirmó que Estados Unidos derrocó a Nicolás Maduro y luego trabajó con la presidenta encargada Delcy Rodríguez en temas energéticos y otros asuntos.

Según la cadena CNN, Trump sostuvo: “Bueno, nos ha ido muy bien trabajando con Venezuela. Ciertamente hemos obtenido miles de millones y miles de millones de dólares. Y, por cierto, Venezuela está mejor ahora que nunca en la historia de su país, y es como una especie de empresa conjunta, pero Estados Unidos ha ganado mucho dinero”.

El secretario de Estado, Marco Rubio, agregó que en los primeros dos meses de 2026 Venezuela “generó más ingresos por ventas de petróleo que en la mayor parte de todo el año pasado” y aseguró que “el dinero ya no está siendo robado”.

Trump también minimizó el impacto de la guerra en el suministro estadounidense al afirmar que Estados Unidos no “necesita” el estrecho de Ormuz, y remarcó la abundancia de hidrocarburos del país: “Tenemos muchísimo petróleo. Nuestro país no se ve afectado por esto. Tenemos más, tenemos el doble de petróleo que Arabia Saudita o Rusia, y pronto será el triple”.

El mandatario subrayó su postura de línea dura respecto a Irán y dijo que no está desesperado por alcanzar un acuerdo: “Leí hoy una historia que dice que estoy desesperado por lograr un acuerdo. No es así… Soy lo opuesto a estar desesperado. No me importa”, afirmó en la Casa Blanca.

Trump añadió que corresponde a los líderes iraníes convencerlo de detener la guerra y advirtió que Estados Unidos continuará si Teherán no renuncia de manera permanente a sus ambiciones nucleares.

Sobre unas negociaciones previas, Trump dijo que Irán le había dado a Estados Unidos un misterioso “regalo”, que esta semana describió como diez “barcos de petróleo” que cruzaron con éxito el estrecho de Ormuz.

En el Despacho Oval dijo: “Fue un regalo muy grande, de enorme valor, y no voy a decirles cuál es el regalo, pero fue un premio muy significativo”.

El jueves, el presidente afirmó que Estados Unidos mantuvo “conversaciones muy sustanciales” con funcionarios iraníes no identificados, y que el paso de los petroleros fue una señal de que las negociaciones eran serias.

Trump relató que los iraníes ofrecieron permitir el tránsito de ocho grandes barcos de petróleo y que, además, enviaron dos barcos adicionales “para disculparse por algo que dijeron”. Dijo que los buques navegaron con banderas de Pakistán y que el episodio demostró que “estamos tratando con las personas adecuadas”.

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YPF construye la estación de servicio más grande del país con shopping y coworking

La red de estaciones YPF inició una transformación histórica que promete cambiar para siempre la experiencia de detenerse en la ruta. Bajo un concepto que trasciende la carga de combustible, la petrolera anunció la construcción de su complejo más ambicioso hasta la fecha en un predio estratégico de 10 hectáreas. Esta megaestructura no solo busca redefinir el servicio al automovilista, sino convertirse en un polo de atracción por su magnitud arquitectónica. La obra ya genera gran expectativa entre quienes transitan habitualmente por los principales corredores logísticos que conectan a las grandes ciudades argentinas.

El gigantesco proyecto se levanta sobre la Ruta Nacional 9, a la altura de San Pedro, en el carril que une Rosario con Buenos Aires. En este punto clave, por donde circulan más de 20.000 vehículos diarios, se instalará un paseo comercial estilo shopping con locales de diversos rubros y gastronomía de primer nivel. La apuesta es tan grande que la empresa debió montar su propia planta hormigonera dentro del predio para acelerar los tiempos de una construcción que no tiene precedentes. Una vez inaugurado, el complejo funcionará como una microciudad rutera que generará cientos de nuevos puestos de trabajo.

La propuesta incluye servicios disruptivos como modernos espacios de coworking con conectividad de alta velocidad, pensados para quienes necesitan trabajar sin desviarse de su recorrido. Además, el predio contará con un restaurante de grandes dimensiones, áreas de descanso exclusivas para transportistas y estaciones de carga de última generación para vehículos eléctricos. El objetivo del CEO de la compañía Horacio Marín es segmentar la red para ofrecer experiencias premium que incluyan hasta menús diseñados por chefs con estrellas Michelin. Es un giro total hacia la innovación que posiciona a la marca en un segmento de lujo accesible.

Esta transformación forma parte del plan estratégico que segmentará las estaciones en categorías como YPF Black y Premium para elevar el estándar de atención al cliente. Con una apertura prevista entre finales de este año y principios del próximo, el complejo de San Pedro será el buque insignia de esta nueva era del consumo en ruta. Los viajeros ya no verán a la estación como un trámite necesario, sino como un destino de esparcimiento, compras y relax en medio del viaje

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San Juan inaugura la primera ruta iluminada completamente con energía solar

En un hecho sin precedentes para el país, la provincia de San Juan presentó la primera ruta completamente iluminada gracias a la energía solar, un avance significativo en la modernización de la infraestructura vial argentina.

La Avenida de Circunvalación, también conocida como Ruta Nacional A014, cuenta ahora con 36 generadores fotovoltaicos distribuidos a lo largo de su recorrido. Cada generador está equipado con paneles solares que captan la luz durante el día y baterías que almacenan la energía para alimentar las luminarias LED durante la noche, funcionando de manera autónoma sin depender de la red eléctrica convencional.

Este sistema garantiza una iluminación continua incluso ante cortes de energía externos, lo que representa un avance importante para la seguridad vial en la zona. Además, esta tecnología reduce significativamente los costos operativos y contribuye a la disminución de las emisiones de carbono, impulsando un modelo de infraestructura más sostenible.

El proyecto fue impulsado por el Gobierno de San Juan a través del Ente Provincial de Energía (EPSE), posicionando a la provincia como líder en innovación energética dentro del país. Esta iniciativa refleja un compromiso sólido con soluciones resilientes y amigables con el medio ambiente, alineadas con la transición energética global.

Más allá de ser un simple tramo de carretera mejorado, esta ruta funciona como un ejemplo concreto de cómo las energías renovables pueden integrarse eficazmente en proyectos públicos esenciales, sin alterar el entorno natural. Constituye un modelo para futuras autopistas y una demostración clara del potencial de la energía limpia en Argentina.

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Rivadavia presentó el proyecto de parque solar fotovoltaico

El Intendente de Rivadavia, Ricardo Mansur, mantuvo una reunión con autoridades de Empresa Mendocina de Energía Sociedad Anónima (Emesa), entre ellas su presidente, Gerardo Rabinovich; el Gerente General, Mauricio Pinti Clop; y el Gerente de Energías Renovables, Alejandro Burlot, donde se presentó el proyecto de un Parque Solar para el departamento.

La iniciativa busca generar energía y disminuir el costo del servicio para los contribuyentes, además de contribuir a la reducción de emisiones de carbono, promoviendo una producción de energía limpia y sustentable .

Como conclusión del encuentro, se acordó avanzar en la firma de un convenio marco entre las instituciones, con el objetivo de realizar los estudios necesarios que permitan evaluar la viabilidad de llevar adelante esta importante obra para Rivadavia.

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Neuquén avanza con la primera planta de pellets de biomasa en Junín de los Andes

La provincia del Neuquén continúa fortaleciendo su estrategia de diversificación energética con avances concretos en la construcción de la planta de producción de pellets de biomasa que Corfone S.A. desarrolla en Junín de los Andes.

El proyecto, financiado por Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), atraviesa una etapa clave tanto en la obra civil como en la logística internacional del equipamiento, acercándose progresivamente a su puesta en funcionamiento.

La futura planta tendrá capacidad para producir alrededor de seis mil toneladas anuales de pellets, un combustible ecológico elaborado a partir del descarte de la producción forestal -cantoneras, aserrín y viruta-. Este recurso permitirá ampliar las alternativas de calefacción para hogares e instituciones, especialmente en zonas donde aún no llega la red de gas natural.

El desarrollo de esta iniciativa se complementa con el proceso de expansión de redes de gas que la provincia impulsa en distintas localidades, generando nuevas soluciones energéticas para mejorar la calidad de vida de las familias neuquinas.

En los últimos días se registraron avances significativos en la obra. El galpón principal ya se encuentra completamente techado y actualmente se ejecuta el hormigón de la plataforma que recibirá el equipamiento industrial. Además, se avanza en el cierre lateral de la nave principal.

En paralelo, se organiza la logística para la llegada del equipamiento fabricado en Italia, que representa cerca del 50 % de la inversión total del proyecto. Está previsto que el cargamento -compuesto por alrededor de once contenedores- arribe al país a fines de marzo y sea trasladado a Junín de los Andes durante los primeros días de abril.

La inversión total supera los 3 millones de dólares y se concreta mediante un esquema de leasing con Gas y Petróleo del Neuquén, en el marco de la nueva orientación de la empresa energética provincial, que destina parte de sus utilidades al impulso de proyectos de desarrollo sustentable con impacto social y productivo en el territorio.

Desde Corfone S.A. destacaron que la planta de pellets no solo permitirá diversificar la matriz productiva de la empresa forestal, sino que también fortalecerá el aprovechamiento de los recursos del sector maderero, generando valor agregado, empleo local y una alternativa energética más limpia para la comunidad.

Además de promover el desarrollo productivo, la iniciativa se inscribe en la política provincial de transición hacia energías más sustentables, aprovechando recursos locales y consolidando soluciones innovadoras para el abastecimiento energético en la provincia.

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Combustibles: el gobierno flexibilizó especificaciones técnicas para que el corte de bioetanol en naftas llegue al 15 por ciento

El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía.

Tal como adelantó EconoJournal el martes, el gobierno elevó el límite máximo de oxígeno por cada litro de nafta para permitir que las petroleras puedan incrementar el porcentaje de bioetanol en las mezclas. La medida, oficializada a través de la resolución 79/2026 busca aliviar la presión sobre los precios en el surtidor en un contexto de fuerte suba del petróleo por la guerra en Medio Oriente.  

El incentivo es claro: con los precios actuales del crudo, el bioetanol resulta más competitivo que la nafta fósil, lo que permitiría reducir el costo de producción de combustibles.

El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía. Empresas como YPF, Raízen o Trafigura podrían optar por una mayor incorporación de biocombustibles en función de su conveniencia económica.

Modificación de las especificaciones técnicas

El bioetanol aporta oxígeno a la nafta. Por lo tanto, si sube el porcentaje de etanol, sube automáticamente el oxígeno total. El límite de oxígeno que estaba vigente quedaba desfasado respecto al porcentaje de hasta un 15% de mezcla ya permitido por la Ley 27.640. Debido a ello, el porcentaje de mezcla se ubicaba en los hechos en torno al 12 por ciento.

Ahora el gobierno elevó el límite máximo de oxigeno hasta 5,6 por ciento. Por lo tanto, el porcentaje efectivo de mezcla podrá ahora sí trepar hasta el 15 por ciento.

El cambio está justificado a partir de un informe técnico elaborado del 25 de marzo de 2026, elaborado en el ámbito de la Subsecretaría de Hidrocarburos, donde se analiza la relación entre el contenido de bioetanol y el oxígeno total en las naftas.

“Se concluye en el mentado informe que resulta técnicamente viable, incrementar el límite máximo de oxígeno hasta el 5,6%, en tanto responde exclusivamente al aumento del contenido de bioetanol, sin implicar la incorporación de otros compuestos oxigenados”, se destaca en los considerandos de la resolución 79/2026.

La secretaría de Energía remarcó a través de un comunicado que esta decisión “no modifica el corte obligatorio de bioetanol ni impone nuevas exigencias a las refinadoras”. 

A su vez, se aclaró que “la resolución tampoco introduce cambios en el régimen aplicable al biodiesel, ya que la especificación técnica vigente para el gasoil ya contempla mezclas de hasta 20%”.

, Redaccion EconoJournal

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La historia detrás del salto tecnológico de Jinko Solar: de mono PERC a TOPCon y “la pelea por tecnología”

La estandarización de módulos solares fue uno de los pasos clave que permitió acelerar la evolución tecnológica de la industria fotovoltaica al evitar la proliferación de múltiples tamaños de paneles que complicaban el desarrollo de proyectos.

“Lideramos hace un par de años también la estandarización del tamaño del módulo para no volver locos a EPCista o trackeristas. Nos sentamos con 10 fabricantes que eran competencia directa para estandarizar medidas y definir sólo pelear por tecnología”, reveló Miguel Covarrubias, sales director LATAM de Jinko Solar, durante el encuentro Future Energy Summit Summit (FES) Argentina.

A partir de ese proceso, la competencia entre fabricantes comenzó a enfocarse principalmente en la innovación tecnológica y la eficiencia de los módulos

“Hoy día la pelea es por tecnología y esa es una pelea que nos encanta dar, ahora con TOPCon 3.0”, sostuvo el ejecutivo durante el panel de debate “Competitividad, desarrollo e Innovación tecnológica en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos”.

Reviva FES Argentina 2026: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU&t=13993s

En paralelo, la compañía tomó una decisión tecnológica que marcaría el rumbo de su desarrollo de producto: abandonar la arquitectura mono PERC para apostar por TOPCon, a pesar que no todos los fabricantes compartían esa visión sobre el futuro de la fotovoltaica. 

“Hace 2 años y medio o 3 años nos jugamos el salto de mono PERC a TOPCon porque creíamos que la eficiencia del mono PERC estaba acabada. En aquel entonces mucha competencia nos dijo que no iba por ahí, pero hoy en día estamos todos los fabricantes con TOPCon”, indicó Covarrubias.

“Fue una apuesta, una apuesta que ganamos y por eso estamos una generación un poco adelantada versus la competencia y la tipología de celdas TOPCon viene para quedarse”, agregó.

La evolución de esta tecnología permitió incrementar la potencia de los módulos sin modificar su superficie, mejorando la eficiencia de los proyectos solares utility scale. De modo que la firma pasó de su versión TigerNEO 1.0 de 620 Wp al 2.0 de 630-635 Wp para llegar a la última versión lanzada 3.0 con 670 Wp en la misma área.

El módulo alcanza eficiencias de celda de entre 26,7% y 27%, con eficiencia de módulo de entre 24,3% y 24,8%, bifacialidad del 85% y una degradación lineal anual de apenas 0,35%, lo que permite extender la vida útil de los sistemas y mejorar el retorno de inversión de los proyectos.

El producto también muestra un mejor desempeño en condiciones de baja radiación, capaz de generar hasta un 2,49% más de energía durante las primeras y últimas horas del día.

Covarrubias utiliza una analogía para explicar el impacto de estas mejoras tecnológicas en los proyectos solares. “Me encanta dar el ejemplo de la Fórmula 1: aquí estamos ganando medio segundo por vuelta en una carrera de 50 vueltas”. 

Innovación tecnológica, mercado y expansión regional

El desarrollo de nuevos módulos también se nutre del feedback del ecosistema solar, especialmente de EPCistas y desarrolladores que participan en proyectos de gran escala, a fin de trasladar necesidades operativas directamente al proceso de diseño y fabricación.

“Sabemos que no todo será sencillo o no todo podremos llevarlo a la práctica, pero es clave el feedback. Incluso el feedback lo tenemos muchas veces local y muchas veces muy customizado a cada país, porque marca una diferencia después en el proceso completo”, señaló el sales director LATAM de Jinko Solar.

Asimismo, la estrategia regional de la compañía se apoya en una fuerte presencia en Latinoamérica, donde la empresa decidió diferenciarse a través del servicio, de modo que hoy en día alcanza cerca del 30% del market share en la región y en Argentina es cercano al 40%. 

Mientras que de cara al futuro apuntan a mantener o aumentar el volumen y participación del último año, sumado a buscar players locales en LATAM que puedan potenciar el que las figuras se queden en Latinoamérica. 

“Desde Jinko Solar peleamos continuamente e internamente con lo que llamamos cross regional, es decir una empresa que hace proyectos en LATAM todo desde otro continente inclusive. Entonces, el listado de Navidad sería que Argentina vea que tiene ese potencial con oportunidades afuera en países de LATAM, optimizando procesos en Chile, Perú, Ecuador, Colombia”, planteó Covarrubias

“Es decir usar Argentina como plataforma de crecimiento de servicio y masificar un poco más en términos de oferta”, subrayó durante su participación en FES Argentina 2026.

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Alemania y el Reino Unido impulsan la energía eólica como respuesta a la crisis energética

Los países europeos están empezando a elaborar políticas energéticas en respuesta al conflicto con Irán y el cierre del estrecho de Ormuz. De modo que Alemania y el Reino Unido han decidido apostar fuertemente por la energía eólica para reforzar su seguridad energética y reducir su dependencia de los combustibles fósiles importados.

“Con el cierre del Estrecho de Ormuz, Europa ha vuelto a tomar conciencia de su dependencia de las importaciones de combustibles fósiles, un recurso poco fiable. Esta crisis no es un hecho aislado. Es la nueva normalidad. La generación de electricidad a nivel nacional es la única estrategia energética europea con proyección de futuro», afirmó Tinne van der Straeten, CEO de WindEurope.

«Alemania y el Reino Unido están impulsando rápidamente la energía eólica. Los demás Estados miembros deberían hacer lo mismo para proteger a sus industrias y consumidores del aumento de los precios de la electricidad”, agregó.

Alemania: 12 GW adicionales de energía eólica terrestre para 2030

Como reacción directa al conflicto en Oriente Medio, la ministra alemana de Economía y Energía, Katherina Reiche, anunció que su país aumentará el volumen de subastas de energía eólica terrestre hasta 2030 en 12 GW adicionales.

En una declaración en vídeo, Reiche subrayó que la política energética es ahora una política de seguridad. Afirmó que Alemania no debe convertirse en un peón de potencias extranjeras, ni en un instrumento de las perturbaciones geopolíticas de las cadenas de suministro ni de las fluctuaciones de los precios de los combustibles fósiles.

Subrayó que los 12 GW adicionales de energía eólica terrestre son clave para la resiliencia del sistema energético alemán y una señal importante para la industria alemana en general.

Reino Unido: Impulso a la energía eólica marina

El 15 de marzo, el gobierno británico respondió a la crisis en Oriente Medio. El Secretario de Energía del Reino Unido, Ed Miliband, anunció que su país adelantará la gran ronda de subastas de energías renovables AR8 a julio de 2026.

Miliband recalcó que «no existe seguridad energética mientras dependamos tanto de los combustibles fósiles».

Hasta 18 parques eólicos marinos podrían competir en la AR8, junto con nuevos emplazamientos de energía eólica terrestre y solar.

Esto se produce después de que la última ronda de asignación de energía eólica marina (AR7), la mayor subasta realizada hasta la fecha, adjudicara energía suficiente para abastecer el equivalente a 23 millones de hogares.

La capacidad adjudicada solo en la AR7 reducirá la necesidad de importaciones de gas equivalentes a unos 80 buques metaneros al año, lo que supondrá un ahorro para el Reino Unido de unos 4000 millones de libras esterlinas a los precios actuales del gas, según Carbon Brief.

Las energías renovables se traducen en precios de la electricidad más bajos.

Un estudio de Ember ha demostrado que los países que dependen menos del gas natural son menos vulnerables a la volatilidad de los precios de la electricidad.

En España, el gas influyó en el precio de la electricidad solo en el 15 % de las horas de 2026 hasta la fecha, frente al 89 % en Italia. Como resultado, España ha experimentado precios de la electricidad más bajos que otros países de la UE desde el inicio del conflicto en Irán, lo que le otorga a la economía española una ventaja competitiva a nivel internacional.

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¿Dónde identifica IFC oportunidades de financiamiento energético en Argentina?

El desarrollo de nuevos proyectos energéticos en Argentina abre una ventana de oportunidades para el financiamiento internacional, especialmente en sectores vinculados a generación renovable, almacenamiento y minería. Sin embargo, la expansión de la infraestructura eléctrica aparece como una condición necesaria para que esas inversiones puedan materializarse.

Durante el Future Energy Summit Argentina 2026, Francisco Iacona, Investment Officer de la Corporación Financiera Internacional (IFC), explicó que el país cuenta con recursos energéticos y naturales capaces de impulsar un nuevo ciclo de inversiones si logra resolver los cuellos de botella del sistema eléctrico.

“El principal reto que vemos es justamente la transmisión”, afirmó Iacona.

El ejecutivo sostuvo que este desafío no es exclusivo de Argentina, sino que se repite en distintos mercados eléctricos debido a la complejidad técnica, regulatoria y financiera que implica desarrollar líneas de alta tensión de gran escala.

Reviva el segundo día: https://www.youtube.com/watch?v=CvOl38xzqk8

Desde la perspectiva de IFC, el potencial de financiamiento energético en Argentina está cada vez más vinculado al crecimiento de otros sectores productivos, en particular la minería.

“Nuestra estrategia en Argentina está centrada en el ecosistema minero”, explicó Iacona.

La institución trabaja en esquemas que combinan financiamiento para proyectos productivos con infraestructura asociada, como carreteras, ferrocarriles, puertos, redes eléctricas y generación. El objetivo es movilizar capital privado junto a instituciones financieras y banca comercial para viabilizar inversiones de gran escala que impulsen el desarrollo económico.

Incluso, la propia IFC llevó adelante un acuerdo con Central Puerto para financiar los estudios de factibilidad técnica, económica y ambiental de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna.

Dicho proyecto estima una inversión total de USD 600 millones e implica la intención de llegar a 400 MW (700 MW de potencial), ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.

Por lo que será el puntapié para que otros agentes del sector energético y minero presenten su interés a la iniciativa a este nuevo mecanismo del IFC, que según pudo averiguar Energía Estratégica, será un similar al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), 100% privado y sin garantías del Estado como sí lo tuvo el Programa RenovAr (FODER + Banco Mundial).

Además, Argentina ya cuenta con una hoja de ruta preliminar para ampliar su red de transporte eléctrico. El sistema identifica 16 proyectos estratégicos de transmisión que permitirían aumentar la capacidad de evacuación de energía y habilitar nuevas conexiones al sistema.

Estas iniciativas forman parte de un plan nacional de ampliación del transporte eléctrico lanzado en 2025, que contempla la construcción de más de 5610 kilómetros de nuevas líneas de alta tensión en 132 kV y 500 kV, con inversiones estimadas por encima de USD 6000 millones para reforzar el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y aliviar los cuellos de botella que hoy limitan la expansión del sistema.

Las obras aparecen como una condición clave para habilitar inversiones en generación eléctrica, especialmente en un país que logró expandir con rapidez su parque renovable durante la última década.

En paralelo, el Gobierno ya definió las primeras tres que avanzarían bajo el esquema de licitación para el sector privado, dentro de ese paquete de proyectos prioritarios.

Entre ellas se encuentra AMBA I, una iniciativa destinada a reforzar el abastecimiento eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires —región que concentra cerca del 40% del consumo eléctrico del país— mediante nuevas estaciones transformadoras y líneas de alta tensión. También se incluyen el corredor Río Diamante – Charlone – O’Higgins, orientado a facilitar la evacuación de generación en Cuyo y Comahue, y la línea Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que fortalecería la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Nuevas estructuras de financiamiento en el mercado eléctrico

El mercado eléctrico argentino también atraviesa una transición en su modelo de financiamiento.

La primera ola de proyectos renovables se desarrolló a partir del Programa RenovAr, que ofrecía contratos de largo plazo respaldados por el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER), de modo que permitieron adjudicar 5929 MW de potencia renovable en 283 contratos PPA.

Pero con el tiempo, el mercado evolucionó hacia más cantidad de contratos bilaterales entre generadores y grandes consumidores industriales, principalmente a través del Mercado a Término, con precios recientes ubicados en torno a USD 60–70/MWh.

De acuerdo con datos de CAMMESA, el mecanismo MATER ya otorgó prioridad de despacho a 136 proyectos que totalizan 6019,7 MW, aunque solo 3646,5 MW se encuentran actualmente en operación.

“El sector privado ha demostrado que puede gestionar bien el riesgo”, sostuvo el ejecutivo.

Asimismo, el almacenamiento con baterías comienza a ganar protagonismo dentro del ecosistema energético e IFC ya participa en operaciones vinculadas, entre ellas un financiamiento corporativo otorgado a Central Puerto para respaldar operaciones estratégicas que incluyen proyectos de baterías vinculados al programa ALMA.

Al evaluar iniciativas de inversión, la institución aplica un análisis integral que contempla variables financieras, técnicas, ambientales y sociales con el objetivo de garantizar la viabilidad económica y el impacto en el desarrollo productivo.

De cara a los próximos años, desde IFC consideran que Argentina enfrenta una oportunidad significativa si logra consolidar el desarrollo de sus recursos energéticos y naturales. Pero para que ese escenario se concrete, el país deberá avanzar en infraestructura energética, ampliar el acceso al financiamiento y reducir el riesgo percibido por los inversores internacionales.

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ACERA entrega 14 propuestas técnicas a la ministra de Energía de Chile para el desarrollo de la electrificación, renovables y almacenamiento

La ministra de Energía, Ximena Rincón, encabezó un  desayuno de trabajo organizado por la a Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), en donde un grupo de mujeres profesionales de empresas socias, presentaron el dossier “14 visiones técnicas de Mujeres ACERA 2026”, una publicación que reúne columnas elaboradas como aportes a la discusión de transición energética, electrificación y operación segura de un sistema con alta penetración de renovables y baterías.

Esto cobra especial valor en coyuntura geopolítica que atraviesa el país, habida cuenta de la alta exposición a las alzas de precios internacionales de combustibles fósiles que Chile tiene, en el contexto del conflicto bélico en Irán. Este escenario pone nuevamente de manifiesto la volatilidad y dependencia de nuestro país cuando la energía que consumimos depende en un 63% de combustibles fósiles. El documento fue presentado como un insumo de trabajo para contribuir al diálogo técnico-regulatorio y enriquecer la conversación sobre la agenda energética del país, con visiones desde todos los ámbitos y disciplinas.

La actividad fue concebida como un espacio de conversación estratégica entre la autoridad y 14 representantes de empresas socias de ACERA, con foco en los desafíos que marcarán el desarrollo del sector durante 2026 y de cómo enfrentar los impactos de los shocks de precios internacionales de combustibles fósiles.

Entre los temas abordados estuvieron la integración segura de energías renovables en el sistema eléctrico, el despliegue del almacenamiento, el desarrollo de la transmisión, la electrificación como estrategia de independencia energética, la electromovilidad, la inteligencia artificial para la optimización de la operación de un sistema eléctrico renovable, la importancia de fortalecer las respuestas de las instituciones del sector, así como la importancia de las comunicaciones para una mejor comprensión para los consumidores de una industria altamente tecnificada.

El valor del dossier radica en que no se limita a reunir opiniones generales, sino que presenta 14 miradas especializadas construidas desde la experiencia profesional de sus autoras en ámbitos críticos para el desempeño del sistema. En esa línea, el documento expresa una idea central para ACERA: la siguiente etapa de la transición energética no depende solo de seguir incorporando capacidad renovable, sino de electrificar los consumos energéticos de Chile, y que el sistema eléctrico es capaz de integrar la energía renovable y almacenamiento de manera eficiente, segura y económicamente sostenible.

Para ello, el almacenamiento, la flexibilidad operativa, una infraestructura de transmisión adecuada, una evolución regulatoria oportuna y señales claras para la inversión aparecen como dimensiones decisivas para el futuro del sector.

El dossier también releva la diversidad de trayectorias profesionales que hoy participan del debate energético. Ingenieras, abogadas, economistas, especialistas en mercados eléctricos, almacenamiento, operación de redes, sostenibilidad, desarrollo de proyectos y comunicaciones estratégicas aportan en estas páginas una visión complementaria sobre el proceso de transformación que vive la industria.

Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA y anfitriona del encuentro, señaló: “Este encuentro refleja una convicción que como gremio hemos impulsado con fuerza: la transición energética requiere más diálogo técnico, mayor visión de sistema y mejores condiciones habilitantes para que las energías renovables y el almacenamiento desplieguen todo su potencial. Este dossier con las propuestas, tiene un valor especial porque recoge la experiencia y la mirada de mujeres de empresas socias de ACERA que hoy contribuyen, desde distintos ámbitos, al desarrollo del sector energético”.

En tanto, la ministra Rincón señaló, “Estamos perdiendo energía renovable y por ende, tenemos que generar más demanda de electricidad. Tenemos que aprovecharla para ser un hub energético en América Latina, hacer todas las interconexiones que sean posibles con nuestros vecinos y con nuestros socios de América Latina, aprovechar sus recursos, por cierto, en otros ámbitos, pero pasar a ser líderes. Y Chile puede hacerlo».

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S-5! presentará nuevas soluciones solares y alianzas en RE+ México, con sesiones de capacitación técnica

S-5!, líder global en soluciones de fijación solar para techos metálicos y techos de membrana de una sola capa, presentará sus más recientes soluciones y anunciará nuevas alianzas durante RE+ México, del 14 al 16 de abril en Guadalajara, Jalisco. Los asistentes están invitados a visitar el stand #N20 en el piso de exhibición, donde expertos de S-5! impartirán capacitaciones como parte del programa de conferencias del evento.

Presentaciones técnicas en RE+ México:

Miércoles 15 de abril a las 13:30 horas

Más allá de los techos metálicos: Nuevas soluciones de anclaje S-5! para techos TPO y Carports

Erick de la Rosa y Cristhian Arredondo

Jueves 16 de abril a las 12:45 horas

El impacto de los costos indirectos en instalaciones FV sin rieles vs. rieles

Salvador Barba y Juan Camilo Castro

Nuevas soluciones para carports y techos de una membrana

En el stand #N20, S-5! presentará la nueva abrazadera S-5-CP™ para carports solares y marquesinas. Diseñada para estructuras con polinería tipo C y Z, esta abrazadera sin perforación elimina la necesidad de realizar taladros, reduciendo el riesgo de corrosión, acelerando la instalación y ofreciendo un desempeño estructural a largo plazo.

“El segmento de carports solares es uno de los de mayor crecimiento en tecnología de fijación”, comentó Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!. “La abrazadera S-5-CP permite a ingenieros e instaladores diseñar sistemas de carports solares más robustos, simples y rentables utilizando la tecnología certificada de S-5!”.

S-5! también presentará su solución Facet™Mount para techos de membrana de una sola capa. Fabricado en aluminio fundido a alta presión, el Facet Mount cuenta con 16 puntos de fijación que ofrecen flexibilidad de diseño y una mejor distribución de cargas, manteniendo la integridad del techo.

Además, esta solución elimina la necesidad de sistemas lastrados, reduciendo la carga sobre el techo y minimizando el impacto potencial en la estructura.

Nuevas alianzas de soluciones

S-5! también anunciará nuevas alianzas en México con Strip Solar, GM Iberia y CAREX. Los tres socios estarán presentes en el stand de S-5!, donde se realizarán demostraciones integradas que mostrarán cómo estas soluciones funcionan en conjunto en aplicaciones reales.

La exhibición incluirá una estructura de carport solar con componentes de Strip Solar, así como sistemas de seguridad y acceso en techo con pasarelas de CAREX y soluciones de protección contra caídas de GM Iberia.

“En conjunto, estas capacidades complementarias respaldan soluciones más integradas para techos y estructuras”, continuó Fuentes.

“Estas alianzas reflejan cómo los proyectos requieren coordinación entre sistemas solares, estructurales, de seguridad y acceso. Trabajar con tecnologías complementarias nos permite respaldar mejor soluciones totalmente integradas que se alinean con todas las necesidades de nuestros clientes y con la forma en que los techos y las estructuras son diseñadas y construidas», agregó.

El equipo de ingenieros y especialistas técnicos de S-5! estará disponible para discutir aplicaciones específicas y consideraciones de diseño de sistemas. Además, se llevará a cabo un happy hour con demostraciones en vivo y capacitación práctica diariamente a partir de las 16:00 horas en el stand de S-5!.

Los asistentes pueden agendar una reunión con anticipación enviando un correo a latam@S-5.com.

Acerca de S-5!

Fundada por un experto 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 de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier elemento en la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad del sistema y las garantías del techo.

Las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones en techo y actualmente están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos, incluyendo más de 10 GW de sistemas solares en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes. Para más información, visite:  https://es.s-5.com.

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La hoja de ruta de Vaca Muerta para responder al desafío de atraer más inversiones y ganar escala

El encuentro en el IAPG Houston marcó el cierre de la participación argentina en el CERAWeek2026.

La comitiva argentina en la CERAWeek 2026 de Houston consolidó una visión estratégica para el sector energético ante la mirada de inversores internacionales. El tándem público privado que llegó al megaevento permitió presentar un plan de expansión y de competitividad que permita asegurar las condiciones para transformar al país en un gran exportador de energía. El encuentro final de la gira fue el ya clásico panel del IAPG Houston.

Allí, el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, junto a los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa y de Río Negro, Alberto Weretilneck, y el presidente de YPF, Horacio Marín, hicieron foco en la competitividad, la infraestructura de GNL y la estabilidad jurídica para atraer capitales internacionales. Los acompañó el anfitrión y presidente del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) Ernesto López Anadón.

González dio unas palabras de apertura en las que advirtió sobre los desafíos de escala que aún enfrenta la cuenca. El funcionario señaló que, si bien el primer nivel operativo es competitivo, es fundamental desarrollar un «segundo anillo» de empresas de servicios. «Vaca Muerta ahora tiene que jugar en primera», sentenció González, quien también enfatizó que la reconstrucción de la confianza de los inversores será el «mejor remedio» para asegurar la llegada de nuevos jugadores.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG.

La eficiencia de costos comparativa con otras cuencas mundiales, como el Permian en Estados Unidos, permanece en la agenda oficial. El Gobierno nacional busca eliminar barreras a la importación de bienes de capital para mejorar la productividad por pozo. González insistió en que «sobrevive el más eficiente» en un mercado global exigente, y que la reducción de sobrecostos logísticos y fiscales es una tarea que involucra tanto al Estado como a los sindicatos y las operadoras.

Marín estimó que el desarrollo masivo de la formación no convencional requerirá un flujo de capitales sin precedentes. «Hasta el 2031 se van a invertir US$130.000 millones», aseguró el directivo durante su intervención en Houston. Este volumen de inversión acumulada apunta a alcanzar una producción total de 1,8 millones de barriles diarios, consolidando el esperado salto exportador para la próxima década.

En cuanto a la producción de hidrocarburos, el presidente de YPF anticipó que la Argentina alcanzará un récord histórico en 2026, con un millón de barriles por día hacia fines de año. Este hito se apoyará en la incorporación de nuevos equipos perforadores por parte de YPF y sus socios. El objetivo de la petrolera es llegar a 2031 con una producción propia superior al millón de barriles equivalentes diarios.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

Por su parte, el gobernador Figueroa se refirió a la necesidad de garantizar condiciones operativas óptimas. «Necesitamos atraer inversiones porque hay un tiempo limitado para extraer los recursos», sostuvo el mandatario. El gobernador neuquino remarcó que la provincia ofrece una «zona libre de conflictos» y que la sustentabilidad social, apoyada en la formación de mano de obra local y el nuevo Instituto Vaca Muerta, resulta clave para sostener el crecimiento de la industria.

Desde la perspectiva de Río Negro, Weretilneck ratificó el rol de su provincia como el eslabón logístico hacia el mundo y posicionó al Golfo San Matías como el futuro «hub exportador energético de la Argentina». Según consideró, el proyecto de GNL en Punta Colorada tiene el potencial de generar exportaciones por US$300.000 millones hacia el año 2050, bajo un marco de «previsibilidad jurídica y reglas claras».

Los gobernadores Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa.

La coordinación entre los distintos niveles del Estado surgió como un eje central en las ponencias. Weretilneck destacó la articulación con Nación y las operadoras para acelerar proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). En este sentido, Figueroa subrayó la alianza con su par rionegrino al afirmar que «Neuquén no tiene mar» y que la complementariedad geográfica entre ambas jurisdicciones permite concretar finalmente la salida de los recursos hacia los mercados internacionales.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) se presentó como la herramienta normativa fundamental para traccionar estos desembolsos. Los funcionarios coincidieron en que este marco legal brinda la seguridad necesaria para proyectos de larga duración, como la planta de licuefacción. Para los gobernadores, el RIGI no solo atrae divisas, sino que permite que la industria energética argentina compita «en una liga global» con reglas de juego que no cambien en el tiempo.

El secretario coordindor de Energía y Minería, Daniel González.

La formación de talento local se erigió como el pilar de la sustentabilidad social del proyecto. Figueroa destacó la creación de escuelas técnicas modernas que superan estándares internacionales. «Nada se puede lograr sin sustentabilidad social», afirmó el gobernador neuquino, vinculando el crecimiento económico con el desarrollo de las comunidades locales.

, Redacción EconoJournal

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OIEA: Recorrido por Atucha y cooperación en seguridad nuclear

El Complejo Nuclear Atucha recibió la visita de Karine Herviou, Directora General Adjunta y Jefa del Departamento de Seguridad Nuclear, Tecnológica y Física del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), en el marco de una actividad de intercambio técnico para el fortalecimiento de la cooperación en materia de seguridad nuclear.

Durante la jornada, una comitiva encabezada por Herviou realizó una recorrida por la Central Nuclear Atucha II, que incluyó la visita a la sala de control, el edificio de turbinas, los transformadores principales y las instalaciones de toma y descarga de agua del río, donde se presentaron las principales características operativas de la unidad y los estándares de seguridad implementados.

La delegación argentina estuvo encabezada por la Subsecretaria de Políticas Nucleares, Ayelén Giomi; el Presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Juan Martín Campos; y el Presidente de la Autoridad Regulatoria Nuclear, Leonardo Sobehart, junto a autoridades de la empresa y del organismo regulador, quienes brindaron detalles sobre la operación de las centrales nucleares argentinas y las políticas de seguridad y calidad aplicadas en el país.

También se llevó a cabo una reunión de trabajo con autoridades de Nucleoeléctrica en la que se abordaron temas vinculados con la operación segura de las centrales nucleares, el cumplimiento de los estándares internacionales del OIEA, y las acciones de mejora continua orientadas a fortalecer la seguridad tecnológica y física.

La visita se enmarcó en el trabajo conjunto que la Argentina mantiene con el OIEA para promover el uso responsable de la energía nuclear, en línea con los estándares internacionales y las mejores prácticas de la industria.

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JPM Energía (EE.UU.) desembarca en Vaca Muerta

Pluspetrol acordó esta semana la cesión de parte de sus activos estratégicos en la Cuenca Neuquina a la firma de capitales estadounidenses JPM Energía S.A., en una operación que refuerza el ingreso de inversiones internacionales a Vaca Muerta, indicó el gobierno provincial.

La novedad surgió después de la visita del gobernador, Rolando Figueroa, a Houston. Viaje que tuvo como objetivo impulsar la llegada de nuevos capitales. En la oportunidad el mandatario anunció beneficios fiscales destinados al desarrollo de proyectos en los yacimientos No Convencionales.

Pluspetrol cedió su participación del 80 por ciento en la UTE Los Toldos I Sur y el 50 por ciento en la concesión no convencional y de transporte de gas en Pampa de las Yeguas I, áreas donde actualmente se desempeña como operadora.

JPM Energía, la compradora, es una sociedad con capitales de Estados Unidos interesada en el potencial hidrocarburífero de la Cuenca Neuquina.

En su viaje Figueroa también anunció beneficios fiscales específicos para proyectos de Gas Natural Licuado (GNL), y adelantó nuevas licitaciones en áreas de Vaca Muerta, con el objetivo de ampliar la base de operadores y acelerar el desarrollo productivo, se describió.

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Ley de Glaciares: termina la audiencia pública y el oficialismo quiere votar el proyecto de modificación el 8 de abril

El oficialismo en Diputados quiere que el proyecto se trate en el recinto el próximo miércoles 8 de abril.

La Cámara de Diputados realiza este jueves la segunda y última jornada de audiencia pública para debatir el proyecto de modificación de la Ley de Glaciares, aprobada en 2010. A diferencia del miércoles, que fue presencial, la segunda jornada se desarrolla de forma virtual. Fuentes del Congreso anticiparon a EconoJournal que el oficialismo quiere que el proyecto se trate en el recinto el próximo miércoles 8 de abril.

Para esto, y una vez superada la instancia de la audiencia pública, la oposición tiene en carpeta convocar para el martes 31 de marzo al plenario de comisiones de Diputados para tener el dictamen de mayoría, previo al tratamiento en la cámara.

Según creen en el gobierno nacional, el proyecto que modifica la Ley de Glaciares es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre y oro. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.

Ley de Glaciares en el Congreso: cómo se perfila la votación

Un diputado que participa de la audiencia indicó a EconoJournal que “creemos que el proyecto para modificar la Ley de Glaciares va a salir. Según los cálculos, el proyecto tiene el número necesario en el recinto para que se apruebe”.

Los legisladores del oficialismo que llevan adelante las negociaciones entre los bloques y afinan el lápiz para contar los votos creen que en este momento el proyecto tiene el apoyo de 131 diputados. La Libertad Avanza y los aliados del PRO y la UCR suman alrededor de 115. Por este motivo, el oficialismo irá a buscar apoyos a los legisladores de distintas provincias. A pesar del optimismo del gobierno, la votación en Diputados probablemente sea muy ajustada.

El proyecto tiene media sanción en el Senado. Para conseguir la aprobación definitiva necesita una mayoría simple en la Cámara de Diputados. Para esto, además del dictamen en comisión, el próximo 8 de abril tendría que haber cuórum con al menos 129 legisladores en el recinto. Luego, habrá que ver cuántos diputados estarán presentes y cuántos se ausentarán para llegar el número final que necesita el oficialismo.

Audiencia pública en Diputados

En lo formal, las jornadas de este miércoles y jueves siguen el reglamento de las audiencias públicas del Congreso bajo la modalidad de participación estipulada por el Acuerdo de Escazú que exige que se le otorgue participación a la ciudadanía y acceso a la información y a la Justicia en asuntos y procedimientos legislativos que involucran cuestiones ambientales.

En total hubo más de 100.000 inscriptos. Pero la participación en la audiencia presencial y virtual se redujo a alrededor de 400 oradores. También se permitió la presentación de escritos o videos grabados para el resto de los inscriptos.

Los criterios que se tomaron, según describió Nicolás Mayoraz, presidente de la Comisión de Asuntos Constitucionales de Diputados y a cargo de la audiencia, para establecer la lista de oradores fueron la separación por jurisdicciones para que las 24 provincias del país tengan representación en la audiencia y un equilibrio entre personas humanas y jurídicas.

La primera jornada de la audiencia estuvo marcada por la tensión que provocó los fuertes cruces entre los legisladores. La mayoría de los participantes manifestó su rechazo a modificar la Ley de Glaciares. Un conjunto de expositores expresó que si el proyecto avanza podría haber una ola de presentaciones para judicializarlo. En la segunda jornada también participan alrededor de 200 oradores virtuales, una cantidad similar a la del primer día.

, Roberto Bellato

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La licitación PEG-5 en Guatemala perfila casi 50 proyectos adjudicables tras un precio promedio de 101 USD/MWh

La licitación PEG-5 de Guatemala finalizó su etapa de subasta inversa por rondas sucesivas descendentes tras 14 horas ininterrumpidas de competencia, con 57 ofertas económicas a un precio monómico promedio de de 101.09 USD/MWh (el valor valor que surge del equilibrio entre los precios ofertados de potencia y energía durante la subasta).

La particularidad es que según la evaluación preliminar de EEGSA y ENERGUATE y según fuentes del sector consultadas por Energía Estratégica, habría 48 proyectos ganadores, de los cuales 45 incluyen renovables (37 meramente ERNC y 8 propuestas mixtas)

En el caso de las 37 ofertas puramente renovables que serían asignadas, el precio promedio de potencia se ubica en 16.15 USD/kW, mientras que el promedio de energía alcanza los 60.80 USD/MWh.

En ese escenario ampliado, el precio promedio de potencia asciende a 19.92 USD/kW, mientras que el precio promedio de energía se ubica en 57.05 USD/MWh, considerando el conjunto de 45 proyectos que incorporan generación renovable dentro de la adjudicación.

El análisis de los resultados por parte de Energía Estratégica muestra que la capacidad vinculada a la generación renovable supera los 1.35 GW dentro del proceso licitatorio. Sumando la potencia adjudicada de las plantas que incluyen generación renovable —ya sea como combustible principal o secundario—, el total alcanzaría 1353.96 MW.

Dentro de ese volumen, 1016.85 MW corresponderían a proyectos estrictamente verdes; en tanto que, 337.11 MW corresponden a proyectos mixtos, donde la generación renovable aparece como combustible secundario o de respaldo, acompañando tecnologías térmicas como gas propano, bunker, coque de petróleo o carbón.

No obstante, estos resultados corresponden a la evaluación de las ofertas presentadas durante la subasta, por lo que los proyectos identificados podrían convertirse en los ganadores del proceso, mientras que la confirmación oficial de adjudicaciones se realizará el 16 de abril, de acuerdo con el cronograma establecido para la licitación.

¿Cómo fue el proceso?

El proceso licitatorio también evidenció un alto nivel de competencia dentro del mercado eléctrico guatemalteco, dado que la convocatoria reunió a 51 empresas generadoras con propuestas por más de 4700 MW de capacidad, volumen que triplicó la demanda requerida en la licitación.

En total se registraron 57 ofertas en el listado de proyectos, de las cuales 54 incluyen fuentes renovables dentro de su configuración tecnológica.

De ese universo, 46 iniciativas corresponden a proyectos estrictamente renovables, donde la fuente limpia figura como combustible principal (Comb1) y no se reporta un combustible secundario. A su vez, 8 proyectos utilizan combustibles fósiles como fuente principal —como gas propano, bunker, coque de petróleo o carbón— pero incorporan generación renovable como combustible secundario (Comb2).

En términos de adjudicación, 48 ofertas recibieron potencia asignada dentro de la evaluación de resultados, al registrar valores positivos en la columna de potencia adjudicada (P.Adj). En cambio, 9 propuestas no obtuvieron adjudicación, las cuales corresponden a los proyectos 02-AGEN2, 08-ANA1, 10-ANA3, 11-ANA4, 23-COMAPSA2, 32-ECOSUR2, 88-TUNCAJ6, 89-TUNCAJ7 y 92-XOLHUIT1.

Otro aspecto novedoso de la licitación fue la incorporación por primera vez de una oferta virtual presentada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). Este mecanismo se incluyó como competidor adicional dentro de la subasta inversa, con el objetivo de optimizar los precios finales y mejorar la eficiencia del proceso licitatorio.

A la espera de la confirmación oficial prevista para el 16 de abril, los resultados preliminares de la PEG-5 ya reflejan un fuerte protagonismo de las energías renovables en la expansión del sistema eléctrico guatemalteco, con más de 1.3 GW asociados a estas tecnologías dentro de las ofertas evaluadas como adjudicadas.

El detalle de las ofertas económicas presentadas: 

PEG-5_ Adjudicación de Potencia y Energía por Proyecto – Table 1

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Neuquén lanza 15 áreas en Vaca Muerta y ajusta su esquema fiscal para proyectos de GNL

Neuquén presentó en Houston una nueva licitación para adjudicar quince áreas hidrocarburíferas en Vaca Muerta. El proceso estará a cargo de Gas y Petróleo del Neuquén y se abrirá el 19 de agosto.

La provincia busca sumar operadores con capacidad técnica y financiera para acelerar el desarrollo en zonas con potencial comprobado y ampliar la actividad en regiones que todavía no alcanzaron escala.

El anuncio incluyó un cambio relevante en el esquema fiscal para proyectos vinculados al Gas Natural Licuado. Neuquén aplicará una reducción de regalías y eliminará Ingresos Brutos para el metano destinado a procesos de licuefacción.

El objetivo es mejorar la competitividad frente a otros polos globales y acompañar el régimen nacional de promoción del GNL, que apunta a atraer inversiones de largo plazo.

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La presentación se realizó durante una misión oficial en Houston, en el marco de encuentros con empresas interesadas en proyectos de gas, midstream y exportación. La provincia destacó que la ampliación de áreas permitirá asegurar volúmenes para futuros trenes de licuefacción y sostener el crecimiento de la producción en los próximos años.

También remarcó que la disponibilidad de infraestructura y la estabilidad regulatoria son factores centrales para atraer capital internacional.

Neuquén concentra más del sesenta por ciento del gas del país y más de la mitad del petróleo. La combinación de nuevas áreas, incentivos fiscales y una agenda internacional activa busca sostener el ritmo de inversión y fortalecer la cadena de proveedores locales.

La provincia apunta a consolidar un marco que dé previsibilidad, impulse obras y genere más actividad en todo el territorio. Es una señal concreta para un sector que necesita reglas claras y condiciones competitivas para seguir creciendo.

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Eurnekian impulsa un proyecto de GNL para exportar por Chile y abre una nueva vía de salida para el gas argentino

Corporación América presentó en Houston un proyecto para exportar GNL utilizando infraestructura portuaria de Chile, una iniciativa que busca acelerar los tiempos de desarrollo y aprovechar la ventana de oportunidad que abre el crecimiento del gas argentino.

La propuesta contempla módulos de licuefacción flotante o en tierra, según disponibilidad y costos, y apunta a una salida directa al Pacífico para abastecer mercados asiáticos.

El plan se apoya en un criterio pragmático: usar infraestructura existente en Chile para evitar los plazos largos de un proyecto greenfield en Argentina. Las terminales de Mejillones y Quintero ya operan con estándares internacionales y podrían adaptarse para recibir gas argentino y procesarlo para exportación.

La estrategia permitiría reducir tiempos, bajar riesgos y avanzar con un esquema modular que no requiere inversiones gigantes desde el inicio.

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Corporación América, a través de CGC, aportaría parte del gas y lideraría la ingeniería del proyecto, pero el financiamiento final dependerá de la incorporación de un socio global con experiencia en GNL.

El modelo apunta a sumar una empresa especializada en licuefacción o un trader internacional capaz de estructurar contratos de venta a largo plazo, condición necesaria para cerrar el financiamiento. La inversión estimada oscila entre 1.500 y 2.500 millones de dólares, según la configuración elegida.

El proyecto se presentó en un momento en el que Argentina empieza a mostrar excedentes de gas estacionales y necesita infraestructura para exportar de manera continua. Chile, por su parte, busca consolidarse como hub energético del Pacífico y ve con interés una integración que le permita ampliar su rol regional.

La propuesta encaja en esa agenda y ofrece una alternativa concreta mientras avanzan otros proyectos de mayor escala.

La iniciativa abre una nueva vía de salida para el gas argentino y suma una opción realista para acelerar exportaciones. Si se confirma un socio estratégico y se cierran contratos de largo plazo, el proyecto podría avanzar a etapa de factibilidad este mismo año.

Para el sector, representa una señal de movimiento y una apuesta por soluciones rápidas en un mercado global que exige velocidad, flexibilidad y capacidad de respuesta.

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Duplicar Norte avanza y redefine la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta

Oldelval puso en marcha Duplicar Norte, la ampliación más relevante del sistema troncal en más de una década. El proyecto suma un ducto de 24 pulgadas y más de doscientos kilómetros entre Auca Mahuida y Allen, una obra que permitirá absorber el crecimiento del shale oil y evitar que la producción quede frenada por falta de capacidad de transporte.

La compañía inició trabajos de movimiento de suelo, adecuación de trazas y preparación de estaciones de bombeo. El plan incluye una repotenciación integral del sistema y una unidad automática de medición en Allen, clave para ordenar el flujo hacia refinerías y puertos. La obra se ejecutará por etapas para habilitar capacidad adicional antes de la fecha final de puesta en marcha.

El avance llega en un momento en el que la Cuenca Neuquina sostiene una curva de producción que supera la mitad del petróleo del país. Las operadoras proyectan más pozos, más pads y más completamientos, y el sistema de transporte necesita acompañar ese ritmo para evitar cuellos de botella.

Duplicar Norte apunta a resolver ese desfasaje y a darle previsibilidad a los planes de inversión de los próximos años.

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Oldelval reorganizó su estructura operativa y avanzó con un esquema de financiamiento que combina recursos propios y herramientas del régimen de grandes inversiones. La empresa busca asegurar un cronograma estable y garantizar que la infraestructura esté disponible cuando los volúmenes lo requieran.

La ampliación también tendrá impacto en proveedores, servicios y empleo en las localidades atravesadas por el trazado.

La obra se vuelve central para sostener exportaciones crecientes y para consolidar a Vaca Muerta como un polo de oferta estable en el Cono Sur. El aumento de capacidad permitirá ordenar el flujo, reducir restricciones operativas y dar certidumbre a los desarrollos que ya están en marcha.

Es un paso necesario para que la producción no pierda velocidad y para que la región mantenga su proyección de largo plazo.

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Houston puso a Vaca Muerta en el centro del mapa inversor y la geopolítica acelera el proyecto Argentina GNL

El desembarco de Vaca Muerta en Houston dejó una señal clara: la industria energética global empezó a mirar a la Cuenca Neuquina como un activo estratégico en un momento de reconfiguración profunda del mercado. La presentación argentina en CERAWeek reunió a más de doscientos ejecutivos, con fuerte presencia de compañías del shale estadounidense, fondos de inversión y proveedores que aún no operan en el país.

El interés fue directo: entender la escala del recurso, el ritmo de desarrollo y las oportunidades de entrada.

Los CEOs argentinos expusieron un dato que ordenó la conversación: en tres años, el país pasó de déficit a superávit energético, con Vaca Muerta apenas 10% desarrollada. La comparación con la etapa temprana del shale norteamericano se repitió en varios paneles, pero con una diferencia clave: la curva de aprendizaje local es más rápida y la calidad de la roca permite pensar en un desarrollo sostenido si la infraestructura acompaña.

La presencia de Continental Resources, una de las compañías emblemáticas del shale estadounidense, reforzó esa lectura. Su CEO planteó que el declino natural de plays maduros en Estados Unidos abre espacio para que Vaca Muerta gane participación en la oferta global. Para los inversores presentes, la combinación de recurso, productividad y costos competitivos convierte a la Cuenca Neuquina en un destino atractivo para capital de largo plazo.

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En paralelo, YPF llevó a Houston un mensaje que sorprendió por su claridad: la guerra en Medio Oriente aceleró la demanda global de GNL y abrió una ventana de oportunidad inesperada para Argentina. La interrupción parcial de infraestructura en Qatar y la declaración de fuerza mayor en contratos europeos reconfiguraron el mercado.

En ese contexto, el proyecto Argentina GNL —que YPF impulsa junto a Eni y XRG— ganó velocidad y escala. La compañía confirmó que evalúa ampliar la capacidad prevista para la segunda etapa y que no necesita un cuarto socio para avanzar, aunque mantiene conversaciones con actores globales.

La coincidencia temporal entre el interés inversor en Houston y la aceleración del proyecto de GNL le dio a la delegación argentina un marco favorable. La industria local mostró avances concretos en infraestructura —Vaca Muerta Sur, Duplicar Norte, ampliaciones de transporte— y un ecosistema técnico que ya opera con estándares internacionales.

Para los fondos presentes, la señal fue clara: Argentina empieza a alinearse con las condiciones necesarias para atraer inversiones de magnitud.

El resultado es una lectura estratégica que trasciende el evento: Vaca Muerta se posiciona como un proveedor confiable en un mundo que busca diversificar riesgos, y el GNL argentino aparece como una respuesta posible en un mercado global que necesita nuevos polos de oferta. La ventana está abierta y el interés existe. El desafío será sostener el ritmo de obras, consolidar reglas estables y convertir esta atención internacional en inversiones concretas.

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El Oleoducto Vaca Muerta Sur completó el cruce del río Negro y alcanzó un hito clave en la obra

El Oleoducto Vaca Muerta Sur superó uno de los tramos más complejos de su construcción: el cruce del río Negro mediante perforación horizontal dirigida. El ducto quedó instalado a 25 metros de profundidad bajo el cauce, en la zona de Chelforó, y marca un avance decisivo para el proyecto que conectará la Cuenca Neuquina con la costa atlántica.

El equipo técnico completó la perforación y el tendido del tramo subfluvial con equipamiento especializado y bajo supervisión ambiental provincial.

La metodología permitió ejecutar la obra sin intervenir el lecho del río y con un nivel de precisión que asegura estabilidad operativa a largo plazo. El cruce era uno de los puntos críticos del trazado y su finalización ordena el resto del cronograma.

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El proyecto Vaca Muerta Sur contempla más de cuatrocientos kilómetros de ducto entre Allen y Punta Colorada, además de una terminal portuaria diseñada para exportar crudo a gran escala. La obra moviliza miles de puestos de trabajo directos e indirectos y concentra actividad en varias localidades de Río Negro, con impacto en servicios, logística y proveedores regionales.

La provincia destacó la importancia del avance, en un momento en el que la producción de shale oil sigue creciendo y la infraestructura existente opera al límite. El nuevo corredor permitirá diversificar rutas de salida, reducir la presión sobre Bahía Blanca y habilitar un polo exportador sobre el Atlántico.

También dará previsibilidad a los planes de inversión de las operadoras, que necesitan capacidad de transporte para sostener su ritmo de perforación.

El cruce del río Negro confirma que la obra avanza en los tramos más sensibles y que el proyecto mantiene su hoja de ruta. Para Vaca Muerta, significa un paso concreto hacia una red logística más robusta, con mayor capacidad de evacuación y una proyección exportadora que puede transformar la escala productiva de la región.

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Continental Resources afirma que Vaca Muerta puede convertirse en un proveedor global y compara su potencial con los mejores plays de EE.UU.

Continental Resources, una de las compañías pioneras del shale en Estados Unidos, reforzó su apuesta por Vaca Muerta y aseguró que la formación tiene capacidad para convertirse en un proveedor relevante de energía a escala global.

La empresa, que desembarcó en la Cuenca Neuquina a fines de 2025, destacó la calidad de la roca y la comparó con los mejores plays norteamericanos, como Bakken, Eagle Ford y Delaware Basin.

El CEO Doug Lawler sostuvo que la industria argentina atraviesa una etapa similar a la que vivió Estados Unidos entre 2004 y 2008, pero con una curva de aprendizaje mucho más rápida. Según su lectura, las operadoras locales ya incorporaron prácticas técnicas avanzadas y el desarrollo está en condiciones de escalar si se consolidan la infraestructura y la competencia entre proveedores.

Continental opera un bloque propio y participa en asociación con Pan American Energy. La compañía considera que el declino natural de algunos plays maduros en Estados Unidos abre espacio para que Vaca Muerta gane participación en la oferta global. Para la firma, Argentina puede cubrir parte del vacío que dejarán esas cuencas y posicionarse como un actor estable en el mercado internacional.

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El avance de obras como Vaca Muerta Sur, Duplicar Norte y las ampliaciones de transporte refuerza esa proyección. La empresa remarcó que la infraestructura será determinante para sostener el ritmo de perforación y garantizar que la producción llegue a puertos y mercados externos sin restricciones.

También señaló que la estabilidad regulatoria y fiscal será clave para atraer inversiones de largo plazo.

La visión de Continental suma una lectura externa que coincide con el diagnóstico de buena parte del sector: Vaca Muerta ya no es una promesa, sino un desarrollo en marcha con capacidad de escalar.

Para la compañía, el desafío pasa por consolidar un ecosistema competitivo, ampliar la infraestructura y asegurar condiciones que permitan que la formación aporte de manera sostenida a la energía del mundo.

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La reforma de la Ley de Glaciares gana respaldo social y abre una ventana para inversiones mineras de escala

El debate por la adecuación de la Ley de Glaciares llegó a un punto de inflexión: la percepción social sobre la minería mejoró de manera sostenida y la mayoría de los argentinos pide un equilibrio entre protección ambiental e inversiones productivas.

El dato surge de un estudio nacional de Poliarquía que muestra un cambio de clima significativo en torno a una actividad clave para el desarrollo del cobre y el litio.

El informe revela que el apoyo a la minería alcanza el 61%, mientras que la oposición se reduce al 19%. La asociación automática con “contaminación”, que dominó durante años, cayó quince puntos y cedió espacio a conceptos vinculados a producción, desarrollo y empleo.

La transición energética también modificó la agenda pública: el 94% de los encuestados sabe que Argentina produce litio y el 80% reconoce el potencial del cobre, dos minerales centrales para la electrificación global.

La reforma de la Ley de Glaciares, ya aprobada en el Senado y en análisis en Diputados, aparece en ese contexto. Siete de cada diez argentinos escucharon hablar del tema y la mitad declara conocerlo, aunque parte de ese conocimiento es superficial.

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El estudio muestra un dato clave para el sector: el 56% de la sociedad pide equilibrio entre ambiente e inversiones, mientras que solo el 29% prioriza exclusivamente la protección ambiental. La demanda social no es prohibitiva, sino regulatoria.

La confianza también se ordena: el 69% considera que las decisiones sobre glaciares deben estar en manos de científicos y expertos, muy por encima de ambientalistas, gobiernos o legisladores. Para las provincias cordilleranas, que impulsan una delimitación científica que diferencie glaciares de ambiente periglacial, el dato refuerza la necesidad de reglas claras que permitan avanzar con proyectos estratégicos sin perder estándares ambientales.

El sector minero enfrenta, sin embargo, un desafío evidente: la expectativa social crece más rápido que la producción real. Argentina no produce cobre, el litio avanza por debajo de lo proyectado y el oro no muestra expansión. Si la reforma no se traduce en inversiones concretas, el apoyo podría revertirse. Por eso, la discusión legislativa se volvió un punto de partida para ordenar el marco regulatorio y habilitar proyectos capaces de generar empleo, divisas y desarrollo territorial.

La adecuación de la Ley de Glaciares aparece así como una oportunidad para alinear ciencia, ambiente e inversión. El clima social acompaña, la transición energética empuja y las provincias necesitan reglas que permitan competir por capital global. El desafío será convertir este momento en resultados tangibles y sostener un equilibrio que la sociedad ya definió como condición central para avanzar.

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Ghosting empresarial: la nueva patología silenciosa que atraviesa a todas las empresas en 2026

El “ghosting empresarial” dejó de ser una anécdota para convertirse en un síntoma estructural del mundo corporativo. Empresas que piden información, presupuestos, propuestas o documentación… y luego desaparecen sin responder.

No es un problema de un sector ni de una actividad: es una conducta transversal que afecta a proveedores, consultores, periodistas, técnicos, emprendedores y equipos comerciales de cualquier rubro.

Lo que antes se interpretaba como desinterés hoy es la consecuencia de un ecosistema saturado, hiperautomatizado y emocionalmente agotado. La comunicación corporativa se volvió fragmentada, impersonal y filtrada por capas de tecnología que muchas veces actúan sin intervención humana.

El primer factor es tecnológico. Desde 2026, las plataformas de mensajería endurecieron sus reglas, bloquearon miles de cuentas y limitaron el alcance de mensajes corporativos. En paralelo, las empresas adoptaron sistemas de inteligencia artificial que clasifican, archivan o responden correos sin que nadie los lea. El silencio ya no es humano: es algorítmico.

El segundo factor es psicológico. La sobrecarga digital generó un nivel de tecnostrés que afecta la capacidad de respuesta. Los equipos trabajan bajo presión constante, saltando entre plataformas, dashboards y automatizaciones. En ese contexto, la mente prioriza lo urgente, posterga lo importante y deja sin contestar lo que requiere análisis. El silencio no es mala voluntad: es agotamiento.

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El tercer factor es organizacional. La economía de 2026 obligó a muchas empresas a reducir personal, fusionar áreas y congelar decisiones. En ese escenario, pedir información se volvió un acto defensivo: sirve para comparar, justificar internamente o “tener a mano”, pero no implica intención real de avanzar. La decisión se diluye en estructuras que ya no tienen tiempo ni claridad para responder.

El cuarto factor es cultural. El proceso de compra cambió: hoy, el 80% de la decisión ocurre antes de hablar con alguien. Las empresas investigan reputación, contenido y presencia digital antes de contestar un mensaje. Si no encuentran una conexión humana o un diferencial claro, simplemente dejan de responder. No hay conflicto, no hay explicación: solo silencio.

El resultado es un fenómeno que erosiona vínculos, desgasta equipos y debilita la confianza. El ghosting empresarial no es una falta de respeto: es una patología del sistema. Una consecuencia de la saturación tecnológica, la fatiga emocional y la pérdida de humanidad en la comunicación corporativa.

Entenderlo es el primer paso para reconstruir relaciones en un mundo donde responder se volvió un acto excepcional.

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Australia está tanteando terreno en San Juan: cooperación minera, estándares globales y una señal diplomática que no pasa desapercibida

La visita de la embajadora de Australia, Sarah Roberts, al gobernador Marcelo Orrego no fue un gesto protocolar: fue un movimiento diplomático con contenido productivo real. Australia, uno de los países con mayor expertise minera del mundo, está evaluando de cerca el potencial de San Juan y la posibilidad de avanzar en cooperación técnica, regulatoria y ambiental.

En términos simples: Australia está tanteando terreno.

Roberts llegó acompañada por su equipo y mantuvo una reunión en Casa de Gobierno donde se habló de minería, estándares internacionales y oportunidades de intercambio. La embajadora destacó la experiencia australiana en cobre, litio y oro, y remarcó que su país está dispuesto a compartir conocimiento técnico y buenas prácticas. Para San Juan, que busca atraer inversiones de escala y elevar estándares, el mensaje es estratégico.

La diplomática afirmó que, aunque era su primera visita a la provincia, encontró un panorama “prometedor” para avanzar en cooperación. Conclusión: Australia no visita provincias al azar. Lo hace donde ve potencial real, estabilidad institucional y proyectos que pueden alinearse con su política global de asegurar cadenas de suministro de minerales críticos.

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San Juan, por su parte, atraviesa una etapa de reposicionamiento. La provincia quiere consolidarse como destino minero confiable, con reglas claras y estándares ambientales robustos. La posibilidad de trabajar con Australia —referencia mundial en regulación, seguridad y transparencia— representa una oportunidad para fortalecer su marco institucional y atraer capital internacional.

La reunión también se inscribe en un contexto geopolítico más amplio. Australia está expandiendo su presencia en América Latina para diversificar fuentes de minerales estratégicos, mientras que las provincias cordilleranas buscan socios con tecnología, financiamiento y experiencia comprobada. La convergencia de intereses abre una ventana que San Juan no quiere desaprovechar.

El encuentro dejó una señal concreta: la cooperación minera entre Australia y San Juan ya no es una idea, sino un proceso en marcha. Si la provincia logra mostrar consistencia regulatoria y proyectos sólidos, el tanteo australiano puede transformarse en alianzas de largo plazo.

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Paraguay convierte la minería ilegal en política de Estado y monetiza un problema energético y criminal

Paraguay tomó una decisión inesperada y estratégica: iniciará minería estatal de Bitcoin utilizando los miles de equipos incautados en operativos contra redes clandestinas. Lo que hasta ahora era un delito que generaba pérdidas millonarias para la red eléctrica se transformará en una actividad formal bajo control del Estado.

El movimiento revela un giro profundo en la política energética y tecnológica del país.

Durante los últimos tres años, la ANDE decomisó un volumen creciente de equipos ASIC utilizados en operaciones ilegales conectadas directamente a la red. La minería clandestina consumía energía subsidiada, saturaba transformadores y generaba daños que el Estado debía absorber.

En lugar de destruir o subastar los equipos, el Gobierno decidió ponerlos a producir en un esquema estatal supervisado por el Ministerio de Industria y Comercio.

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La lógica es simple y contundente: Paraguay está monetizando un problema

Tiene excedentes hidroeléctricos, equipos incautados y una infraestructura capaz de sostener operaciones de alta demanda energética. La minería digital aparece como un consumidor flexible que permite capturar valor donde antes había pérdidas y delitos.

El decreto presidencial crea un Centro Estatal de Minería Digital, habilita el uso de bienes decomisados y establece convenios con la ANDE para garantizar energía a tarifas industriales. El Gobierno busca generar ingresos fiscales, reducir el incentivo a la minería ilegal y posicionarse como un actor regional en la economía digital.

El movimiento se inscribe en una tendencia global: países con energía barata o excedente —como El Salvador, Rusia o Kazajistán— están utilizando minería estatal o mixta para diversificar ingresos. En el caso paraguayo, la apuesta tiene un componente adicional: transformar un delito energético en una actividad productiva.

El desafío será garantizar transparencia, evitar impactos no planificados en la red y administrar la volatilidad del Bitcoin. Pero la señal política es clara: Paraguay quiere convertir un problema estructural en una oportunidad económica. Y lo hace en un momento en el que la región discute cómo aprovechar sus recursos energéticos frente a la digitalización acelerada.

La decisión abre un debate más amplio sobre el uso de excedentes eléctricos, la regulación de criptoactivos y el rol de los Estados en actividades que hasta hace poco se movían en la informalidad. Paraguay eligió un camino audaz: si no podés eliminar la minería ilegal, convertí su infraestructura en política pública.

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La Rioja: bonistas buscan embargar el Parque Eólico Arauco para cobrar deuda en default

Un grupo minoritario de bonistas de la provincia de La Rioja avanzó judicialmente en Estados Unidos con una solicitud para embargar activos estratégicos del Estado provincial, en busca de cobrar deuda que se encuentra en default desde febrero de 2024.

Los acreedores, que poseen el 8,5% de los bonos impagos, presentaron una petición ante los tribunales de Massachusetts para que se considere embargables las acciones del Banco Rioja y del Parque Eólico Arauco, dos entidades clave de la provincia.

En su presentación, los bonistas indicaron: “Si se concede la moción, la Provincia deberá entregar las acciones de Banco Rioja y de Parque Eólico Arauco a los tenedores de bonos para que estos puedan obtener el valor de dichas acciones mediante su venta o por otros medios. Estos activos son comerciales de la Provincia y están sujetos a embargo”.

Este reclamo está impulsado por fondos representados por el abogado Dennis Hranitzky, experto en litigios sobre deuda soberana en tribunales norteamericanos. Aunque el fallo que buscan ejecutar fue dictado en Nueva York, eligieron Massachusetts por una herramienta legal conocida como reach and apply, que permite acelerar el cobro de deudas impagas a través de activos del deudor.

El trasfondo de esta acción judicial estaría relacionado con rumores sobre una posible venta de los activos provinciales mencionados. Fuentes locales señalaron que “los bonistas vieron en las noticias la potencial venta de ambos organismos”, pero aclararon que “no hay nada concreto sobre esa operatoria”.

La administración del gobernador Ricardo Quintela afirmó que responderá por la vía legal y que mantiene abiertas las negociaciones para reestructurar la deuda.

La provincia de La Rioja entró en default en febrero de 2024, cuando anunció que no pagaría un vencimiento de 26 millones de dólares. Esta crisis financiera llevó incluso a la emisión de una cuasimoneda local llamada “Chachos”.

El bono involucrado fue emitido en 2017 por un total de 300 millones de dólares para financiar el parque eólico. Tras una reestructuración en 2021, las condiciones del bono cambiaron, con tasas más bajas al inicio y aumentos progresivos.

Por otro lado, la situación fiscal de la provincia se complicó: datos oficiales muestran que hacia el tercer trimestre de 2025 La Rioja registraba un déficit financiero, a diferencia del superávit que presentaba el año anterior, lo que dificulta la solución del conflicto con los acreedores.

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Córdoba: San Francisco avanza en la instalación del futuro Parque Fotovoltaico

La Municipalidad de San Francisco y la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) firmaron las escrituras traslativas de dominio del terreno donde funcionará el futuro Parque Solar Fotovoltaico San Francisco (PSFV).

El mismo, abarca una superficie aproximada de 16,5 hectáreas y se ubicará en Av. Brigadier López y la calle Talcahuano. El PSFV constituye una iniciativa estratégica de EPEC que busca aprovechar al máximo el potencial solar de la zona que combinará generación industrial y comunitaria, con una capacidad inicial de 6 MW y una producción estimada para abastecer a 10.000 hogares.

La Municipalidad de San Francisco viene colaborando desde hace un tiempo en el desarrollo de proyectos energéticos sostenibles, en consonancia con las políticas públicas de fomento de energías renovables, sumando ahora una nueva iniciativa en ese sentido. No obstante, esta última acción no se limita exclusivamente a la instalación de un parque solar, sino que contempla la posibilidad de desarrollar, en el futuro, otras de infraestructuras vinculadas a la generación, producción, transporte, almacenamiento y distribución de energía, siempre dentro del marco de la normativa vigente.

El PSFV San Francisco se presenta como un paso significativo en la transición energética de la provincia, consolidando a Córdoba como referente nacional en sostenibilidad y eficiencia energética.

Obras de alumbrado en barrio Corradi

Como parte del acuerdo firmado entre ambos entes, el municipio aportará los materiales y la empresa energética se comprometió a aportar la mano de obra para la ejecución de la obra “Ampliación del Sistema de Iluminación de Alumbrado Público” en el barrio Corradi, una intervención clave para mejorar la seguridad y la infraestructura urbana del sector.

El proyecto incluye trabajos sobre calles Garibaldi y México, y forma parte del plan municipal de expansión del alumbrado público, orientado a optimizar la cobertura lumínica tanto para peatones como para el tránsito vehicular.

La ampliación de iluminación de alumbrado público en barrio Corradi será específicamente en Av. Garibaldi entre Rosario de Santa Fe y México, y en calle México entre 1º Colonizadores y calle Pueyrredón.

En total se colocarán 8 columnas: dos sobre calle México entre Primeros Colonizadores y Pueyrredón, una sobre Pueyrredón casi esquina México y cinco sobre Av. Garibaldi entre Rosario de Santa Fe y México.

Vale decir que las tareas consisten en la postación, tendido de energía y colocación de artefacto, todo dentro del marco de la normativa vigente y respectando lo ya realizado en el sector. Las luminarias a colocar son italavia de 55w.

El propósito de la obra es garantizar una iluminación eficiente y segura para peatones y vehículos motorizados, mejorando la visibilidad y contribuyendo a la seguridad urbana mediante la instalación de infraestructura lumínica adecuada.

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Neuquén y Río Negro expusieron en Houston en busca de inversiones energéticas

Los gobernadores de Río Negro y Neuquén, Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa, participaron este martes en Estados Unidos de la agenda internacional de CERAWeek 2026, en donde expusieron el rol estratégico de las provincias patagónicas en materia energética.

El encuentro se desarrolló en The Westin Houston Downtown y reunió a referentes de primer nivel del sector energético global, tanto del ámbito público como privado, consolidándose como un espacio clave para analizar el futuro de Vaca Muerta y sus oportunidades de desarrollo. En los paneles también participaron el Secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, y el CEO de YPF, Horacio Marín.

Durante su exposición, Weretilneck dejó en claro que Río Negro es una pieza central en la nueva etapa productiva del país, al concentrar la infraestructura estratégica que permitirá transformar los recursos en exportaciones, empleo y desarrollo.

“Tenemos la oportunidad histórica de convertirnos en un gran exportador de energía. Neuquén aporta el recurso desde Vaca Muerta y Río Negro está construyendo la infraestructura que permitirá llevar esa energía al mundo”, destacó.

En ese sentido, presentó los avances de proyectos clave como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el desarrollo de Southern Energy y la iniciativa Argentina LNG, con eje en Punta Colorada y el Golfo San Matías como nodos logísticos de escala internacional.
Un modelo basado en previsibilidad y desarrollo

El gobernador remarcó que la provincia ofrece condiciones concretas para el desarrollo de inversiones, con reglas claras y planificación a largo plazo. “Río Negro ofrece seguridad jurídica, estabilidad económica y previsibilidad fiscal. Ese es nuestro compromiso con la industria y con quienes deciden invertir”, afirmó.

Además, subrayó que este proceso no es aislado, sino parte de una estrategia sostenida que busca consolidar un modelo de crecimiento con impacto directo en el empleo, la infraestructura y la calidad de vida de los rionegrinos.

Por su parte, en el marco del panel “Vaca Muerta CEO & Policy”, Figueroa anunció este martes desde Houston, dos iniciativas para fortalecer la competitividad neuquina en el mercado energético global.

Durante la jornada, Figueroa confirmó que la Provincia trabaja en un esquema de beneficios fiscales para el GNL, que incluirá una reducción de las regalías y exenciones impositivas para mejorar la competitividad internacional.

“En el caso específico del GNL, estamos trabajando para establecer una alícuota diferencial en materia de regalías”, aseguró. 

Analizó que a diferencia de Estados Unidos, donde se paga el impuesto a los ingresos brutos sobre el gas antes de su licuefacción, en Neuquén no se aplicará para “mejorar la competitividad”. Además, el mandatario recordó que las exportaciones “están gravadas a tasa cero”.

Como parte de los beneficios pensados para atraer nuevos inversores, subrayó que  la carga impositiva ya es significativamente baja en comparativa con otros mercados y adelantó que el metano podría tener aún menores cargas.

Nuevas áreas

En otro de los anuncios destacados, el gobernador anticipó que “el 19 de agosto comenzaremos con un proceso de licitación de áreas a cargo de GyP, la empresa provincial. Se trata de 15 áreas estratégicas con potencial para el desarrollo de yacimientos no convencionales, lo que genera grandes expectativas”, precisó.

Figueroa también destacó la sintonía con el gobierno nacional que permitió avanzar en leyes claves además del RIGI. “A partir de leyes nacionales y provinciales, construimos un marco de seguridad jurídica que hoy constituye un capital intangible altamente valorado”, sostuvo. 

“No solo ofrecemos seguridad jurídica, sino también seguridad política y una región libre de conflictos. Se trata de provincias con paz social, otro intangible clave para el desarrollo”, recalcó.

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Crece el Registro de Proveedores Rionegrinos para proyectos energéticos

El Registro de Proveedores Rionegrinos para Proyectos Energéticos se encuentra en marcha y continúa creciendo, con 374 empresas inscriptas. La herramienta permite fortalecer la participación de firmas locales en los grandes desarrollos energéticos de la provincia y canalizar nuevas oportunidades de bienes, servicios y obras.

La Ley 5805 fue sancionada el año pasado y el proceso de inscripción al registro comenzó durante el último trimestre. Se trata de una herramienta clave para acompañar a las empresas locales e integrarlas a la cadena de valor de las inversiones energéticas que avanzan en el territorio provincial.

El registro fue creado en el marco de la Ley Provincial 5805, que estableció el Régimen de Promoción y Desarrollo de Proveedores de Bienes, Servicios y Obras Rionegrinos. Su objetivo es promover la participación prioritaria de empresas locales en proyectos hidrocarburíferos, mineros y energéticos, así como en otras iniciativas productivas alcanzadas por el régimen.

Además, la norma establece que las empresas concesionarias, contratistas y subcontratistas deben contratar con preferencia a proveedores rionegrinos, consolidando una política que busca traducir las grandes inversiones en más desarrollo, más empleo y más oportunidades para la provincia.

En ese marco, el registro cumple una función central: certificar la condición de “Proveedor Rionegrino”, ordenar la información del sector, mantener una base de datos pública y gratuita, y facilitar el acceso de las empresas a futuras convocatorias y procesos de contratación.

El crecimiento sostenido de firmas inscriptas refleja el interés del sector privado rionegrino en ser parte de esta nueva etapa productiva y acompañar el desarrollo energético con trabajo, capacidad instalada y servicios locales.

Cómo acceder al registro

La inscripción se realiza de manera online, a través de un formulario disponible en el sitio oficial del Gobierno de Río Negro. Allí, las personas y empresas interesadas deben completar sus datos y presentar la documentación requerida para formalizar su incorporación.

Las empresas interesadas en inscribirse o conocer más información pueden ingresar al sitio oficial del registro en: https://tinyurl.com/5n85rwjf  

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Histórico cruce del oleoducto VMOS por el río Negro

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, presenció la concreción del cruce del río Negro del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), uno de los hitos técnicos más importantes de toda la obra. El ducto ya atraviesa el cauce, marcando un punto de inflexión en un proyecto estratégico que ya genera miles de puestos laborales y proyecta oportunidades reales para los rionegrinos.

En la zona de Chelforó, Weretilneck siguió de cerca la finalización de la perforación horizontal dirigida, una tecnología que permitió instalar el ducto 25 metros por debajo del río sin afectar su curso, garantizando el cuidado del recurso hídrico y cumpliendo con los estándares ambientales exigidos por la Provincia.

“Estamos hablando de una de las obras más importantes de la Argentina en mucho tiempo. Y hoy se demuestra que se puede hacer, con empresarios argentinos, trabajadores argentinos y tecnología nacional”, afirmó el gobernador.

En la misma línea, Gustavo Gallino, presidente del consorcio VMOS y vicepresidente de Infraestructura de YPF, destacó: “El cruce del río Negro marca un hito clave para el VMOS. Nos acerca a concretar una obra estratégica que amplía la capacidad de evacuación de petróleo, promueve nuevas exportaciones y contribuye al desarrollo productivo regional”.

Por su parte, el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, subrayó el valor simbólico y técnico del avance: “Este hito une Allen con Punta Colorada, cruzando por debajo del río Negro, con todo el valor simbólico que tiene este río que le da nombre a la provincia. Es un proyecto pionero que cumple con los más altos estándares de seguridad y cuidado del ambiente”.

La Provincia, a través de sus organismos de control, supervisó cada etapa de la obra para garantizar su desarrollo bajo criterios de seguridad y cuidado ambiental, reafirmando su rol como garante del proceso.

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Después de seis años de espera, se habilitan nuevas conexiones de gas en Esquel

El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, recorrió el barrio Ceferino Alto de Esquel, donde comenzaron a concretarse las primeras conexiones de gas tras seis años sin factibilidad para nuevos usuarios, en el marco de una serie de obras que permitieron fortalecer el sistema de abastecimiento en toda la región cordillerana.

Las nuevas conexiones fueron posibles a partir de la ampliación y finalización del Gasoducto Patagónico Cordillerano, una obra desarrollada de manera conjunta entre las provincias de Chubut, Río Negro y Neuquén, con financiamiento propio, que permitió incrementar la capacidad de transporte y mejorar sustancialmente la presión del suministro.

En ese sentido, el mandatario destacó que “esta obra permitió dar respuesta a una demanda histórica de muchas familias que durante años no pudieron acceder al gas, incluso en una región donde las temperaturas invernales hacen que este servicio sea esencial”.

Asimismo, remarcó que “la Patagonia fue y sigue siendo el motor energético del país, por lo que no podíamos permitir que hubiera familias atravesando inviernos sin acceso al gas”, y subrayó que “a partir de un esquema de trabajo conjunto entre provincias, con criterios de responsabilidad y planificación, pudimos concretar una obra que durante mucho tiempo estuvo paralizada”.

La obra incluyó la instalación de tres plantas compresoras, dos en Río Senguer y una en Gobernador Costa, lo que permitió optimizar el funcionamiento del sistema y garantizar nuevas factibilidades de conexión en distintas localidades de la región.

A partir de estos trabajos, se habilitó la incorporación futura de más de 12 mil nuevos usuarios en 25 localidades de Chubut, Río Negro y Neuquén, entre ellas Esquel, donde ya comenzaron a ejecutarse las primeras conexiones domiciliarias luego de seis años de restricciones.

La concreción de estas conexiones fue posible luego de que la empresa Camuzzi Gas del Sur otorgara la factibilidad del servicio, en función de la mejora en la capacidad operativa del sistema.

Sistema Cordillerano-Patagónico

El sistema de transporte y distribución de gas natural denominado “Sistema Cordillerano-Patagónico” se abastece desde Collón Curá, en la provincia de Neuquén, y desde Cerro Dragón, en Chubut, abarcando más de 1.700 kilómetros de cañerías.

Actualmente, el sistema abastece a 25 localidades de la región y a más de 120 mil usuarios. Las obras, impulsadas desde 2024 con fondos provinciales, permitieron reactivar y finalizar intervenciones clave sobre la traza del gasoducto, entre ellas la interconexión con el Gasoducto General San Martín, la instalación de plantas compresoras en Río Senguer y Gobernador Costa, y la construcción de la Planta Compresora Holdich.

Estas inversiones, que superaron los 50.600 millones de pesos, resultaron fundamentales para revertir la saturación que presentaba el sistema desde 2022 y garantizar un abastecimiento sostenido en toda la región.

A partir de estos avances, se prevé que durante el próximo invierno miles de hogares, instituciones públicas, hospitales y escuelas de la zona cordillerana cuenten con un suministro de gas más seguro, continuo y eficiente.

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Avalancha renovable en México: Más de 200 proyectos y casi 38 GW buscan entrar al nuevo modelo mixto de CFE

La convocatoria de generación con inversión mixta impulsada por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) despertó una respuesta masiva del sector privado: el proceso reunió 222 proyectos finalizados que suman 37749 MW.

Esto representa 581% más capacidad de la que inicialmente buscaba instalar el nuevo esquema, que contempla 7500 MW de nueva generación renovable.

El pipeline está dominado por la energía solar con 178 parques fotovoltaicos que suman 26494 MW, seguida por la eólica con 34 iniciativas por 9324 MW; mientras que los 9 proyectos híbridos (1032 MW) y una central de rebombeo hidroeléctrico de 900 MW completan la nómina.

Detrás de esta cartera se identifican alrededor de 80 empresas desarrolladoras, lo que convierte a la convocatoria en una de las mayores concentraciones renovables en cartera de México.

Entre los grupos con mayor volumen de capacidad ofertada destaca GTE Energy, que lidera la convocatoria con cerca de 3005 MW registrados, seguido por Thermion, con aproximadamente 1897 MW principalmente eólicos, y Cubico Sustainable Investments, con alrededor de 1761 MW en parques solares y eólicos.

También aparecen entre los desarrolladores con mayor potencia registrada Fisterra Energy (ex Blackstone) con cerca de 1749 MW, Proyener con aproximadamente 1599 MW, AES México con 1558 MW, Terralia con cerca de 1527 MW, Grupo Cobra con 1415 MW, y Cox Energy, que supera los 1200 MW ofertados dentro del proceso.

En el grupo de desarrolladores internacionales con presencia relevante también aparecen EDF, Invenergy, BayWa r.e., Canadian Solar, Atlantica, Elawan Energy, EDP, Actis, Opdenergy, Trina Solar y Cox, compañías con amplia experiencia en utility scale y que mantienen pipelines activos en México.

Junto a estos actores globales también aparece un amplio ecosistema de desarrolladores con presencia regional o nacional. Entre ellos figuran VIVE ENERGÍA, ZUMA ENERGÍA, Oak Creek Energy Solutions (OCES), revolve renewable power, saturnia energías renovables, Ennova América, HEG Energy, Tonachihua Energía, Kiin Energy, Cuasar Capital, Selka Capital, Genux, Gemex, Coruener, Cratus Energy, Internovum Solar, Quantum, Consorcio Polaris, Consorcio Pantera, Zora Power, Set Renovables y Generadora Fenix, entre otros actores.

De hecho, más de 20 empresas participantes operan bajo nombres comerciales o vehículos de proyecto, una práctica habitual en el desarrollo de infraestructura energética.

En este grupo aparecen firmas como Actis Valia Energía, Asergen, Catalysta Colectiva, Catayst Energy, Cimarrón Solar, CKD Infraestructura, Generación de Energía Eléctrica, Generadores de Energía, Gestión Integral de Proyectos de Energía, Grupo SIMSA, Mota-Engil, MTS de BC, N3Henergy, Promoción Renovable del Bajío, Vindmol Solar, Winpot o SuKarne.

También resulta relevante que varios de los desarrolladores que participan en esta convocatoria ya fueron adjudicados en el proceso para privados lanzado en diciembre pasado, como por ejemplo Gemex, Dhamma Energy, revolve renewable power, Solarig y Alten.

Mientras que del lado público, la convocatoria incluye 22 proyectos específicos desarrollados directamente con CFE, de los cuales 11 iniciativas están asociadas Concepción Mendizábal con 858 MW, y las restantes están vinculados al complejo fotovoltaico Cerro Prieto, donde se registran 215 MW.

Concentración regional del pipeline renovable

El análisis territorial muestra una fuerte concentración en el norte y noreste del país, regiones con mayor disponibilidad de recurso renovable y cercanía a centros industriales.

La Gerencia de Control Regional Noreste encabeza la lista con 48 proyectos que suman aproximadamente 12860 MW, seguida por la región Occidental, que registra 53 centrales con 7321 MW, y la región Peninsular, con 42 plantas que totalizan 6235 MW.

Más atrás aparece la región Oriental, con 30 iniciativas que suman 4835 MW, mientras que la región Norte registra 12 propuestas con 2081 MW.

En las zonas con menor volumen de capacidad se ubican Baja California, con 22 proyectos (1668 MW), la región Noroeste con 9 emprendimientos (1614 MW), y finalmente la región Central con 6 parques (1137 MW)

Otro aspecto relevante es el grado de madurez regulatoria de los proyectos presentados, debido a que, del total de registros finalizados, 105 (43%) ya cuentan con Manifestación de Impacto Ambiental o se encuentran en trámite, 116 (48%) tienen iniciado el trámite MISSE, y 125 (51%) disponen de estudios de interconexión.

Sin embargo, 91 propuestas (37%) todavía no cuentan con ninguno de estos tres procedimientos regulatorios, lo que indica que una parte relevante de la cartera se encuentra aún en etapas tempranas de desarrollo.

¿Cómo sigue el cronograma? Hasta el 6 de abril se llevará a cabo la revisión técnica y la selección preliminar, mientras que el 7 de abril se emitirá la solicitud formal de propuestas.

Posteriormente, del 8 al 30 de abril se desarrollará la fase de presentación y evaluación de ofertas, y finalmente entre el 1 y el 29 de mayo se realizará la asignación, aprobación final y firma de contratos.

Y cabe recordar que el proceso se enmarca en el nuevo esquema de generación con inversión mixta impulsado por el Gobierno mexicano, que contempla contratos de compraventa de energía (PPA) en los que CFE mantiene la participación mayoritaria en los proyectos, mientras que el capital privado participa en el desarrollo, financiamiento y construcción de las centrales.

Por lo que, con más de 37 GW ofertados frente a una necesidad inicial de 7.5 GW, la convocatoria deja en evidencia que existe un pipeline renovable significativamente mayor al objetivo del programa, lo que anticipa una competencia intensa entre desarrolladores para asegurar espacio dentro del nuevo modelo energético impulsado por México.

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PCR expande su portafolio con +500 MW y pone la mira la licitación de baterías AlmaSADI: “La estamos analizando”

PCR profundiza su estrategia de expansión en energías renovables en Argentina con un pipeline que supera los 500 MW entre proyectos eólicos y solares, al tiempo que evalúa participar en el naciente mercado de almacenamiento energético. 

Estamos analizando los distintos nodos de la licitación de baterías AlmaSADI”, señaló Lucas Méndez Trongé, director de Asuntos Institucionales y Comunicación de PCR, al referirse a la convocatoria para incorporar 700 MW BESS stand-alone en distintos puntos del país. 

“Habrá que ver cómo competimos parece que va a haber mucha competencia, muchos jugadores, así que veremos cómo nos va en esa primera experiencia en sistemas BESS”, añadió durante una entrevista destacada de Future Energy Summit (FES) Argentina.

En materia meramente renovable, la compañía ya cuenta con 545 MW en operación y 220 MW en construcción, pero también proyecta nuevos desarrollos habilitados por ampliaciones en la infraestructura de transmisión y adjudicaciones con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER).

Mire la entrevista completa de FES Argentina: https://youtu.be/Z4kqftmZiLM

“Tenemos cerca de 180 MW con prioridad de despacho en Buenos Aires que nos habilitó la ampliación de transmisión, Como también un proyecto solar adjudicado en el norte del país en el orden de 350 MW que se podría construir”, reveló el especialista.

El proyecto en cuestión es el PS La Aconquija que obtuvo 210 MW en el llamado llamado unificado del 1° y 2° trimestre 2025 del MATER y que también abarca la inserción de capacitores serie ET Monte Quemado en ambos lados / Corredor Cobos – Monte Quemado / Monte Quemado – Chaco 500 kV + 350 MW. 1

“Con ello impulsaremos un poco la pata solar de PCR ya que en fotovoltaica solamente tenemos el parque híbrido en San Luis (solar + eólica), por lo que sería nuestro próximo paso”, subrayó Méndez Trongé.

Mientras que entre los proyectos en ejecución se encuentran la ampliación por 37 MW de la central eólica Mataco – San Jorge (pasará de 203,4 MW a 240 MW en la provincia de Buenos Aires) y el parque eólico Olavarría, que aportará alrededor de 185 MW.

Este último se desarrolla en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), e incluye además obras de infraestructura eléctrica soblas estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, que permitirán incrementar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto

El parque eólico Olavarría avanza en tiempo y forma. Ya hicimos cerca de 20 fundaciones para instalar los aerogeneradores en, pero en simultáneo estamos trabajando en la construcción de las dos obras de ampliación de transporte”, explicó Méndez Trongé.

Estamos en buen ritmo, de modo que la ampliación del sistema de transporte a fin de marzo o principio de abril probablemente la estemos inaugurando con autoridades nacionales”, complementó.

Certidumbre regulatoria para nuevos proyectos

Más allá de las oportunidades tecnológicas, PCR subraya la importancia de contar con marcos regulatorios estables que acompañen el crecimiento del sector renovable en Argentina.

En ese sentido, el directivo destaca el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta para proyectos de gran escala, aunque al tener un requisito de USD 200 millones, “en renovables no resulta tan común”.

En el caso del parque eólico Olavarría, el proyecto logró cumplir con ese umbral gracias a su integración con obras de infraestructura eléctrica. Sin embargo, el ejecutivo considera que el desarrollo sostenido del sector requiere la continuidad de los incentivos establecidos en el régimen de fomento a las renovables.

Para que toda la actividad renovable tenga ese estímulo, lo que necesitamos es la renovación, la prórroga de la Ley N° 27121”, afirma Méndez Trongé.

Tras el vencimiento del esquema vigente a fines de 2025 —que movilizó más de USD 8.000 millones en inversiones en la última década—, el sector impulsa una nueva etapa de definiciones legislativas para extender el marco de estabilidad fiscal.

“Hay un proyecto de ley que está en el Congreso que vamos a tratar de ahora en marzo volver a impulsarlo desde la Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA – donde PCR tiene la presidencia). Estamos interesados en tener ese esquema de estabilidad y certidumbre para poder seguir inyectando proyectos”, apuntó.

“En resumen, el RIGI es una herramienta, pero para los proyectos chicos necesitamos la ley N° 27121 porque da el mismo paraguas que tiene el RIGI. Se busca es tener certeza para invertir y poder tener reglas claras de juego”, reforzó.

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ENESTAR impulsa soluciones de almacenamiento energético para el sector comercial dominicano con tecnología Huawei

La optimización de la gestión energética en el sector comercial da un paso relevante en República Dominicana con la implementación de un sistema avanzado de almacenamiento de energía (BESS) en la sucursal Las Carmelitas de Ferretería Ochoa. El proyecto fue desarrollado por ENESTAR, con el soporte de UNITRADE como distribuidor autorizado de tecnología Huawei FusionSolar.

La solución se integra a un sistema fotovoltaico existente de aproximadamente 450 kWp conectado a la red, que ya permitía una reducción significativa del consumo eléctrico. La incorporación del almacenamiento representa una evolución hacia una gestión energética más eficiente, enfocada en el control del perfil de carga y en la optimización del esquema tarifario, complementando la generación solar existente.

El proyecto incorpora el sistema LUNA2000-215-2S10, una solución de almacenamiento C&I de 215 kWh de Huawei, diseñada para aplicaciones comerciales con consumos variables. El sistema permite almacenar energía y liberarla de forma controlada durante periodos de mayor exigencia eléctrica, contribuyendo a la estabilización del consumo del establecimiento y a la reducción de impactos asociados a picos de potencia, uno de los principales factores de costo en el sector comercial.

El sistema de almacenamiento incorpora una configuración avanzada denominada Tiempo de Uso (Time of Use – TOU), que permite optimizar la operación energética en función de las bandas horarias establecidas por la distribuidora. Mediante esta funcionalidad, el sistema programa automáticamente la carga de las baterías durante los períodos de baja demanda u horarios valle, cuando el costo de la energía es menor, y se descarga durante los horarios de demanda punta (de 7:00pm a 12:00am), reduciendo así el consumo facturado cuando la energía es más cara y reduciendo el cobro de demanda en horario punta significativamente. Esta estrategia contribuye a mejorar la gestión de la demanda, disminuir cargos por potencia y maximizar el retorno de la inversión del sistema de almacenamiento. 

Desde una perspectiva operativa y económica, el almacenamiento se consolida como una herramienta activa de optimización energética y financiera, permitiendo una gestión más predecible del consumo sin afectar la continuidad de las operaciones, y ampliando su valor más allá del uso tradicional como sistema de respaldo.

La seguridad es un componente central del diseño de la solución. El sistema integra múltiples capas de protección a nivel de celda, módulo y sistema, junto con monitoreo continuo de variables eléctricas y térmicas. Adicionalmente, incorpora tecnología de enfriamiento líquido activo, que permite mantener una temperatura uniforme, reducir el estrés térmico y mejorar la estabilidad y vida útil del sistema.

De acuerdo con el modelado energético y financiero desarrollado por ENESTAR, la solución permitirá a Ferretería Ochoa alcanzar ahorros estimados cercanos a los RD$180,000 (aproximadamente USD 2,500) mensuales, con un retorno de inversión inferior a los 30 meses, alineado con las mejores prácticas internacionales en gestión energética para el sector comercial.

Con esta implementación, UNITRADE refuerza su rol como facilitador del portafolio de almacenamiento energético de Huawei en el mercado dominicano, mientras que ENESTAR consolida su experiencia como integrador de soluciones híbridas de energía solar y almacenamiento, impulsando proyectos enfocados en desempeño técnico, seguridad operativa y resultados económicos medibles para el sector empresarial.

Este proyecto se suma a una creciente adopción de soluciones de almacenamiento energético en el segmento comercial e industrial en América Latina, donde empresas buscan optimizar su gestión energética, reducir costos operativos y aumentar la resiliencia de sus operaciones mediante tecnologías digitales y sistemas híbridos de generación y almacenamiento.

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Foz de Iguazú será sede del 23º Seminario Internacional de Regulación y Cálculo de Tarifas.

Quantum America llevará adelante el 23º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas del 13 al 17 de abril de 2026 en Foz de Iguazú, Brasil, un encuentro que reunirá a profesionales, ejecutivos y funcionarios del ámbito energético y de los servicios públicos de toda Latinoamérica para analizar los desafíos regulatorios que enfrenta la región en medio de una profunda transformación del sistema.

“El foco del seminario serán los principales desafíos actuales de la regulación, el diseño tarifario y la transición energética en la región. Para ello se abordarán nuevas tendencias, la irrupción de la inteligencia artificial y el nuevo modelo de empresa regulada con tecnologías disruptivas”, explica el gerente general de Quantum America, Fernando Damonte, en diálogo con Energía Estratégica.

A ello se agrega la electrificación del transporte, el desarrollo de sistemas energéticos más flexibles y la complementariedad entre distintas tecnologías de generación serán parte de las cinco jornadas del encuentro.

Y una de los diferenciales de la capacitación es la flexibilidad y modularidad de la agenda, adaptada a cada perfil profesional, ya que tras más de dos décadas de trayectoria, Quantum America ha desarrollado una sólida experiencia en formación ejecutiva, respaldada por la realización de 22 seminarios internacionales y la participación de más de 1500 asistentes de Latinoamérica, a lo que se suman numerosas capacitaciones in company realizadas en la región. 

Esto significa que cada participante puede diseñar su propia agenda según el área de interés -Electricidad, Gas Natural o Agua y Saneamiento- y el nivel de profundización requerido.

Asimismo, habrá nutritivas sesiones de regulación comparada, como por ejemplo aquellas denominadas en Regulación Comparada de Electricidad, Regulación de transporte de Gas Natural en América Latina y  Regulación Comparada de Agua y Saneamiento, entre otras. 

La agenda completa, el programa detallado y los costos de inscripción se encuentran disponibles en la página web oficial de Quantum America. Las inscripciones aún se encuentran abiertas y quienes deseen más información, podrán comunicarse vía WhatsApp al +54 9 351 205 2299 o escribir a mcgaleotti@quantumamerica.com o lferreyra@quantumamerica.com

Además, los suscriptores de Energía Estratégica podrán acceder a un beneficio especial en la inscripción utilizando el código promocional ENERGIAE.

¿A qué se debe el enfoque del 23º Seminario Internacional? “El sector energético ha cambiado mucho en los últimos dos o tres años. Todos los conflictos que hay en el mundo hacen que la energía esté sufriendo grandes cambios”, afirmó Damonte.

Por ello es que uno de los temas centrales será el rol de la infraestructura de redes en el nuevo sistema energético, particularmente en un escenario donde la generación distribuida, la digitalización y la electrificación aumentan la complejidad operativa de los sistemas.

Para el ejecutivo, el desarrollo de redes modernas es un elemento clave que aún no recibe la atención suficiente, por lo que considera que la infraestructura eléctrica debe convertirse en la columna vertebral del sistema energético del futuro, permitiendo integrar múltiples fuentes de generación, tecnologías emergentes y nuevos actores del mercado.

En ese sentido, el ejecutivo planteó la necesidad de repensar el modelo tarifario vigente en muchos países de la región, que continúa basado en esquemas diseñados para sistemas eléctricos centralizados, en lugar de evolucionar hacia modelos tarifarios que reconozcan el valor de la infraestructura de red, de manera similar a otros servicios de infraestructura digital

“Se necesita avanzar hacia un esquema más parecido al del servicio de internet, por ejemplo, con un monto fijo mensual por ancho de banda. Hace ya 10 años deberían haber reformado la tarifa eléctrica, y seguimos con una tarifa basada en kWh”, manifestó Damonte.

Almacenamiento, renovables y nuevas reglas del sistema

Dentro de la agenda del seminario también ocupará un lugar relevante el papel del almacenamiento energético, una tecnología que comienza a adquirir mayor protagonismo en mercados con creciente participación de generación renovable, pero que a su vez plantea desafíos regulatorios específicos porque no encaja de manera directa dentro de las categorías tradicionales del sector eléctrico.

“El almacenamiento no es ni un activo de generación ni de transmisión, es todo a la vez. Y la batería vino para quedarse, y se necesita una regulación específica, sometida a reglas de libre competencia en donde cualquiera pueda instalar una batería en algún punto de la red y ofrecer los servicios correspondientes”, apuntó el gerente general de Quantum America.

Asimismo, la integración entre las energías renovables y las empresas distribuidoras será otro de los temas que se discutirán durante el seminario, el cual requiere un enfoque de cooperación entre generadores y empresas de distribución, evitando conflictos regulatorios que puedan frenar la expansión de estas tecnologías.

Debe haber una alianza y sinergia entre las renovables y la distribuidora. Hay muchas regulaciones que ajustar para que la distribuidora no pierda ingresos con el crecimiento de las renovables, y que la distribuidora abrace su papel de garante de una red robusta, resiliente, digital. Ese es su rol en este juego”, afirmó el especialista.

De todos modos, el desarrollo de renovables también depende de la existencia de señales regulatorias adecuadas y de condiciones de mercado transparentes, como por ejemplo facilidades para el acceso a la información técnica y simplificación de procesos de conexión a la red para los nuevos proyectos. 

En este contexto, el seminario organizado por Quantum America busca convertirse en un espacio de intercambio entre reguladores, empresas y especialistas, orientado a discutir de manera conjunta los desafíos que enfrenta el sistema energético de América Latina.

“El seminario reúne a profesionales del ámbito  de la regulación de servicios públicos que trabajen tanto del lado del regulador como de la empresa. El objetivo es generar un espacio para compartir experiencias, analizar modelos regulatorios y debatir soluciones para los desafíos actuales de los servicios públicos. La idea es que reguladores y empresas se puedan sentar codo a codo y pensar juntos en un espacio más distendido”, reforzó Fernando Damonte. 

Y se recuerda que la agenda completa, el programa detallado y los costos de inscripción se encuentran disponibles en la página web oficial de Quantum America. Las inscripciones aún se encuentran abiertas y quienes deseen más información, podrán comunicarse vía WhatsApp al +54 9 351 205 2299 o escribir a mcgaleotti@quantumamerica.com o lferreyra@quantumamerica.com

Además, los suscriptores de Energía Estratégica podrán acceder a un beneficio especial en la inscripción utilizando el código promocional ENERGIAE.

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Gerente de la ENEE de Honduras propone una restructuración total de la y del sector energético

El gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) de Honduras, Eduardo Oviedo, planteó la necesidad de una reestructuración total del sector energía en el país, durante una reunión clave impulsada por la Comisión de Energía del Congreso Nacional destinada a analizar la situación del sector.

«Necesitamos una reestructuración total del sector energía y de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica, cambiar la filosofía de como ver el negocio; de modo que vuelva a ser una empresa próspera que genere beneficios para el pueblo de Honduras», fundamentó el funcionario.

Por su parte el presidente de la Comisión de Energía, Milton Puerto, cuestionó el déficit que tiene la ENEE y el personal supernumerario, sumado a las pérdidas que enfrenta la empresa, afectan las finanzas del Estado.

«Tenemos un déficit fiscal de casi 1300 millones al mes y debemos de hacer algo grande, para dar una gran solución a este problema que tiene el Estado de Honduras», puntualizó el parlamentario.

El gerente de la empresa pública aseveró, que ante un problema enorme, necesitamos cambiar el esquema de pensamiento y retomar como era antaño que la ENEE le transfería fondos al Estado, para financiar la salud y la educación.

Oviedo enfatizó, que la situación actual de la empresa no responde a circunstancias recientes, sino que es el resultado de un deterioro acumulado durante administraciones pasadas, lo que ha afectado tanto la operatividad de la empresa como las finanzas públicas.

Según el funcionario, el problema de la ENEE es de tal magnitud, que esta no podría subsistir sin las transferencias que le efectúa la Secretaría de Finanzas.

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IA: Cómo funciona la herramienta generada por BCG que asiste a operadores e ingenieros

Leonardo De Lella, managing director & Partner de BCG; y Roberto Rodrigo, project leader en BCG y líder de Ekons OPS AI

La inteligencia artificial en la industria energética se proyecta como una herramienta clave en la operación diaria, particularmente en entornos complejos como refinerías y centros de producción. En ese contexto, Boston Consulting Group (BCG) desarrolló Ekons OPS AI, una solución diseñada para asistir a operadores e ingenieros en la toma de decisiones en tiempo real, integrando variables operativas y económicas.

La herramienta fue personalizada para el Complejo Industrial Plaza Huincul, donde se desplegó con el objetivo de optimizar la performance de planta, detectar desvíos y priorizar acciones de mayor impacto. Su arquitectura combina datos históricos, información operativa en tiempo real y capacidades de inteligencia artificial multiagente, lo que permite acelerar procesos de análisis que anteriormente podían demandar horas o incluso días.

Los resultados de esta implementación fueron presentados por BCG e YPF en el North America Refining Technical Congress (NARTC), realizado en Houston en febrero de 2026, en el que se expusieron avances vinculados a la incorporación de analítica avanzada en operaciones industriales.

En dialogo con EconoJournal en el Vaca Muerta Insights, Leonardo De Lella, managing director & Partner de BCG, aseguró que “la incorporación de estas tecnologías permite ampliar los límites tradicionales de la operación. Sin tecnología, la operación tiene un límite. La incorporación de inteligencia artificial permite explorar nuevas fronteras, apoyando a los operadores y a los equipos en campo para incrementar la productividad, reducir costos y mejorar la producción”.

En la misma línea, agregó que “se trata de apoyar a la gente en campo para aumentar la productividad, bajar los costos y acelerar la producción, aprovechando las virtudes que puede dar la Inteligencia Artificial”.

En ese sentido De Lella remarcó el impacto concreto en la dinámica de trabajo: “Te ahorrás mucho tiempo de análisis. No se reemplaza al ingeniero, sino que con esta solución se aumentan sus capacidades, lo que le permite llegar a soluciones más rápidas”.

Además, subrayó que la adopción de este tipo de herramientas responde a una tendencia transversal en la industria: “La agenda de incorporar tecnología con el objetivo de aumentar la eficiencia no es exclusiva de una empresa, sino que es algo que quieren todos los jugadores del sector”.

¿Cómo funciona la nueva solución desarrollada por BCG?

Roberto Rodrigo, project leader en BCG y líder de Ekons OPS AI, explicó que la solución se apoya en una evolución de desarrollos previos que la consultora viene implementando desde hace una década en el sector energético.

“Es una solución para los operadores de downstream y upstream para que puedan ver dónde están las desviaciones económicas en tiempo real en la planta. En esta nueva versión incorporamos una capa de inteligencia artificial que permite no solo visualizar la performance, sino también interactuar con la herramienta para entender relaciones complejas y definir acciones”, detalló.

En términos operativos, la herramienta permite analizar en simultáneo variables económicas, de proceso y de mantenimiento, así como también la interacción entre distintas unidades dentro de un mismo complejo industrial. Esto se traduce en recomendaciones accionables en cuestión de minutos. “Ya no tenés que analizar, sino tomar la decisión. En minutos tenés una respuesta con un análisis muy profundo que te orienta hacia una solución”, afirmó Rodrigo.

El ejecutivo de BCG también destacó el cambio en la accesibilidad de la analítica avanzada: “Esta solución permite acercar herramientas complejas a perfiles que quizás no las tienen. Se trata de facilitar el proceso para que cualquier operador pueda convertirse en un experto en la optimización del complejo industrial”. En esa línea, agregó que la interacción con la herramienta es sencilla. “Resulta orgánico utilizarla, funciona como un chat, y eso simplifica mucho la adopción en planta”, especificó.

Desde BCG destacan que la solución no busca reemplazar a los profesionales, sino potenciar sus capacidades. “La solución permite pasar de horas de análisis a obtener en minutos recomendaciones accionables, facilitando decisiones más robustas y acelerando la captura de valor en la operación”, sostuvo Rodrigo.

Además, enfatizó que el desarrollo se apoya en el trabajo conjunto con los equipos técnicos: “Los operadores y los ingenieros son parte del proceso de curación de datos. También los capacitamos para el uso y el mantenimiento, porque buscamos que los clientes sean independientes en el tiempo”.

Ekons OPS AI tiene aplicaciones tanto en downstream como en upstream, donde permite optimizar desde la operación de pozos hasta las plantas de tratamiento y distribución. En ese sentido, Rodrigo señaló que el impacto en eficiencia ya se refleja en distintos indicadores del sector. “Generar estas inercias de mejora continua permite que todos los actores sean más eficientes y que el sistema en su conjunto gane competitividad”, indicó.

La adopción de este tipo de soluciones se enmarca en una tendencia más amplia dentro de la industria energética, en la que la digitalización y la búsqueda de eficiencia operativa son objetivos compartidos por múltiples compañías. “Estamos en conversaciones con muchos jugadores. Esto no es una industria donde se compite de la misma manera: hay una comunidad que comparte prácticas porque la eficiencia del conjunto beneficia a todos”, explicó De Lella.

Desarrollo de Vaca Muerta y la volatilidad del precio internacional del petróleo

En paralelo, los ejecutivos vincularon estas transformaciones con el desarrollo de Vaca Muerta donde la mejora en productividad y costos resulta clave para consolidar la competitividad a nivel internacional. “Si se beneficia la industria, se beneficia el país. Ser competitivos como sistema es clave, especialmente frente a desarrollos como Permian”, señaló De Lella. Además, agregó que “consolidar un play a nivel industria ayuda a generar escala y eficiencia para ser cada vez más competitivos”.

Desde la perspectiva de largo plazo, destacaron además el potencial de la Argentina como proveedor energético. Rodrigo afirmó que “genera orgullo ver a Vaca Muerta posicionarse como una referencia mundial en no convencional, lo que es clave para el desarrollo futuro”.

También advirtió sobre la necesidad de mirar más allá de la coyuntura atravesada por la guerra en Medio Oriente: “El precio del crudo hoy puede ser positivo para un país exportador, pero siempre hay que pensar en escenarios más estables”.

De Lella sostuvo que “más allá de la volatilidad del precio del crudo en el corto plazo, el desarrollo tiene buenos fundamentos económicos incluso con precios mucho más bajos”. Y concluyó: “La seguridad energética es cada vez más relevante y la Argentina ofrece una oportunidad de diversificación en petróleo y a futuro en LNG, lo que la vuelve atractiva en el largo plazo”.

, Loana Tejero

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Comenzó la audiencia pública por la reforma de la Ley de Glaciares con 400 oradores a pesar de los 100 mil inscriptos

Imagen de la transmisión de la audiencia pública sobre el proyecto de modificación de la Ley de Glaciares de la Cámara de Diputados.

La Cámara de Diputados dio inicio a la audiencia pública que continuará mañana jueves sobre el proyecto para modificar la Ley de Glaciares (N° 26.639), que fue aprobada en 2010. A pesar de que se inscribieron más de 100.000 personas, el oficialismo en la Cámara Baja redujo la participación a unos 400 oradores entre ambas jornadas.

La audiencia fue convocada por las comisiones de Recursos Naturales y Conservación del Ambiente Humano y de Asuntos Constitucionales de la Cámara de Diputados. Si bien la jornada de hoy fue presencial, la de mañana será bajo modalidad virtual. También se habilitaron las participaciones por escrito o por video grabado.

Aunque inicialmente estaba previsto que cada jornada fuera de 10 a 19, finalmente “durarán todo el tiempo que sea necesario”, según aclaró el diputado Nicolás Mayoraz, presidente de la Comisión de Asuntos Constitucionales de Diputados y legislador del bloque de La Libertad Avanza que lleva adelante la audiencia por la Ley de Glaciares.

Qué criterios se emplearon para reducir la cantidad de oradores

La elección de sólo 400 oradores de un total de inscriptos superior a 100 mil fue uno de los primeros puntos puestos bajo la lupa de la audiencia pública por la Ley de Glaciares.

En lo formal, la modalidad de participación en la audiencia está bajo el Acuerdo de Escazú que exige que se le otorgue participación a la ciudadanía y acceso a la información y a la Justicia en asuntos y procedimientos legislativos que involucran cuestiones ambientales.

Mientras que la reducción en el número de oradores en sí nunca estuvo bajo duda por una cuestión de lógica pura: si se respetara el listado original considerando que cada orador dispone de hasta 5 minutos de exposición, la audiencia se hubiera dilatado por un total de 8.333 horas ininterrumpidas o 347 días seguidos. Lo que sí fue punto de debate fueron los criterios empleados para discernir entre aquellos que finalmente se convirtieron en oradores y quienes no.

“Los criterios que hemos tomado (para establecer la lista de participantes presenciales y virtuales en la audiencia) tienen que ver con la separación por jurisdicciones para que las 24 provincias del país tengan representación en la audiencia», explicó Mayoraz en el inicio de la audiencia.

«Otro criterio que tuvimos para establecer el listado final de participantes fue mantener un equilibrio entre las presentaciones a título individual y los que representan organizaciones de la sociedad civil”, agregó.

Fuentes legislativas consultadas por EconoJournal, especificaron un poco más detalladamente el criterio utilizado por el oficialismo que informalmente circuló por despachos del Congreso– para la reducción de la lista.

  • Ubicación y proporcionalidad: Se tomó a los primeros 10 o 15 anotados por cada provincia, en proporciones similares de personas individuales, ONGs y de pueblos originarios. De este modo, el bloque oficialista busca acelerar los tiempos de la audiencia pública.
  • Especialistas: Siguiendo con los criterios que hizo circular el oficialismo, también se ponderó la participación de geólogos, glaciólogos, funcionarios provinciales, ONGs especializados en medio ambiente, investigadores universitarios, rectores de universidades, estudiantes y militantes políticos.

Maroyaz y José Peluc, presidente de la Comisión de Recursos Naturales, explicaron que las exposiciones presenciales de este miércoles fueron habilitadas para las personas que ratificadas para participar en la audiencia mediante un correo electrónico.

Y si bien la oposición presentó un pedido especial para ampliar la realización de audiencia a más días, fue rechazado por el oficialismo en Diputados. Además, la Asociación Civil Observatorio del Derecho a la Ciudad presentó una demanda en el en el Juzgado Contencioso Administrativo Federal 5 para suspender la audiencia, pero también fue rechazada.

El debate sobre la Ley de Glaciares

La modificación a la Ley de Glaciares fue aprobada en el Senado con 40 votos a favor y 31 en contra.

La modificación a la Ley de Glaciares fue aprobada en sesiones extraordinarias en la Cámara de Senadores con 40 votos a favor y 31 en contra. Una vez realizada la audiencia, la Cámara de Diputados definirá en el recinto si se convierte en ley.

Según creen en el gobierno nacional, el proyecto que modifica la Ley de Glaciares es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre y oro. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.

Uno de los debates sobre las modificaciones refiere a la definición de periglaciar. En la letra de la ley son descriptos como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sin embargo, sus críticos sostienen que es una definición muy amplia y que terminó afectando el desarrollo de la actividad minera.

El proyecto de modificación de la Ley 26.639 establece que el inventario sobre zonas periglaciares (Inventario Nacional de Glaciares – ING) seguirá bajo el paraguas del Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), que es el ente que tiene la autoridad fijada por la norma.

Además, establece que las provincias serán las encargadas de definir si un área determinada es una reserva estratégica de agua dulce y de aprobar o no los estudios de impacto ambiental presentados por las compañías a cargo de los proyectos mineros. Es decir, el proyecto de modificación de la Ley de Glaciares tiene como eje principal cederle a las provincias la potestad de definir cuáles son las zonas donde se puede desarrollar una actividad productiva.

Qué estipula el Acuerdo de Escazú

Escazú es el primer acuerdo regional ambiental de América Latina y el Caribe. Se firmó en la ciudad homónima de Costa Rica el 4 de marzo de 2018 y la Argentina adhirió en 2020 a través de la Ley 27.566, que entró en vigencia en mayo de 2021. Precisamente este acuerdo es el marco formal de la audiencia pública de la Ley de Glaciares.

El Acuerdo de Escazú funciona como un órgano consultivo en temas ambientales, que intenta ser una herramienta para que la sociedad civil pueda utilizar y así participar en las decisiones que puedan tener un impacto sobre el ambiente o la salud de la comunidad.

A diferencia de otros mecanismos de participación ciudadana, en su gran mayoría canalizados a través de audiencias públicas, el Acuerdo de Escazú no exige un interés relevante o destacado para la inscripción ya que el propio acuerdo aclara que pueden participar la ciudadanía en su conjunto.

Es decir, en la modalidad Escazú puede participar cualquier ciudadano individual sin restricción en la participación, como por ejemplo que tenga que representar obligatoriamente a una organización de la sociedad civil o que deba acreditar un interés específico o directo sobre el tema de la audiencia.

, Roberto Bellato

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

El Gobierno quiere impulsar el GLP automotor con una ley de estabilidad fiscal y adecuar los subsidios para garrafas

la Secretaria de Energía, María Tettamanti, en la apertura del Congreso

La Secretaría de Energía avanza en generar las condiciones para desarrollar el mercado de gas licuado de petróleo (GLP) con el objetivo de fomentar el uso del autotransporte a gas. A través de la Secretaría de Energía, se busca capitalizar el excedente de producción derivado de Vaca Muerta para reducir la importación de gasoil. También trabaja en agilizar el esquema de asistencia social mediante reintegros inmediatos en billeteras virtuales para los beneficiarios del Programa Hogar.

Así se anunció en la apertura del 39° Congreso de la Asociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo que se realiza esta semana en Buenos Aires. De la primera jornada participaron la Secretaria de Energía María Tettamanti; la directora de GLP, Paula Pellegrini, el presidente de la Asociación Iberoamericana de GLP, Antonio Carlos Turquetto, y el presidente de la Cámara de Empresas Argentinas de GLP, Pedro Cascales.

A nivel global, la preocupación por el abastecimiento crece debido a que el 30% del GLP mundial no logra salir del Estrecho de Ormuz por tensiones geopolíticas, lo que disparó los precios entre un 30% y un 100% en diversos mercados. En este escenario de volatilidad y fletes encarecidos, se destacó que la Argentina se posiciona como zona de paz con capacidad de exportación creciente, tras alcanzar 1,6 millones de toneladas despachadas en 2025, volumen que duplica el consumo doméstico.

En este escenario de alta volatilidad, donde el barril de petróleo superó los u$s100, la Argentina pretende capitalizar su potencial exportador con inversiones proyectadas, como la ampliación de TGS para alcanzar 2,7 millones de toneladas de líquidos y el crecimiento de Mega hasta las 840.000 toneladas anuales, consolidando una oferta exportable total de 3,5 millones de toneladas que más que duplica el volumen actual.

Un contexto de competitividad

La secretaria Tettamanti, subrayó que el objetivo central es aprovechar al máximo el potencial de los recursos naturales bajo un marco de libertad económica. «El rol del Estado es configurar y definir un marco institucional regulatorio, legal y macroeconómico de estabilidad que dé confianza al sector privado para que invierta, produzca y comercialice; el Estado no está para eso porque no sabe hacerlo«, afirmó la funcionaria, destacando que «el intervencionismo del pasado solo generó desinversión y escasez».

«La única forma de garantizar el mínimo precio o tarifa para el consumidor final es dando libertad y haciendo competir, y esos precios bajos también ayudan en la competitividad internacional para ofrecer esos productos en el exterior. Ese es nuestro eje de trabajo: libertad de mercado y competencia», sentenció durante su intervención.

La industria prevé la expansión del GLP a otros segmentos.

En relación con el proceso de normalización del sector tras años de parches regulatorios, la secretaria explicó que «se está retornando a los preceptos de las leyes originales de la década del 90, de a poco, volviendo a la ley 24.076 de gas natural y 24.065 de energía eléctrica. En crudo fue más fácil y exitoso; demostramos cómo se desaprovechaba un potencial cuando, con precios exorbitantes, la producción caía, mientras que hoy, con reglas claras, superamos los 860.000 barriles diarios», detalló.

«El futuro de la Nación se define en las urnas; ojalá que los argentinos hayamos aprendido cuál es el camino que no funciona y lleva a la falta de inversión y a la pobreza, y cuál es el que va a llevar al crecimiento y al éxito«, reflexionó la funcionaria, vinculando directamente la libertad de mercado con la superación de la crisis estructural que heredó la actual gestión en todos los sectores de generación y transporte.

La expansión del GLP

La directora de GLP fue la encargada de dar precisiones sobre la realidad logística de un país donde el 40% de la población utiliza este recurso para cocinar y calefaccionarse. «Argentina tiene una gran extensión territorial de 2,7 millones de km²; el GLP recorre 700 kilómetros por tonelada desde la producción al fraccionamiento, y en algunas provincias esa distancia llega a los 1.800 kilómetros, lo que explica el gran desafío de la logística y su impacto en los costos», describió Pellegrini.

Pelegrini destacó que el fenómeno de Vaca Muerta es el motor que permitirá pasar de un mercado de subsistencia a uno de expansión global, con proyecciones de alcanzar las 3,4 millones de toneladas de producción para 2026. «Estamos abriendo nuevas oportunidades vinculadas principalmente con Asia, por su creciente demanda y precios más altos; es una oportunidad de diversificación internacional y posiciona a la Argentina como jugador clave en el mercado global», explicó respecto al horizonte exportador.

Respecto al desarrollo del GLP automotor, Pelegrini resaltó que se trabaja en un marco normativo que facilite la infraestructura y atraiga inversiones, incluyendo un proyecto de estabilidad fiscal. «Estamos avanzando en que el mercado se desarrolle con un objetivo de facilitar la expansión y atraer inversiones. Ya está pasando en el mundo como combustible alternativo; Perú tiene 600.000 vehículos convertidos sin subsidios, el potencial en esta etapa inicial es enorme», aseguró sobre esta tecnología ya disponible.

El GLP automotor se presenta como una alternativa estratégica para el interior de la Argentina, especialmente en aquellas localidades donde la extensión de gasoductos resulta inviable. Entre sus ventajas competitivas, destaca que la instalación de una boca de expendio requiere apenas el 10% de la inversión necesaria para una estación de GNC, mientras que la conversión de los vehículos es entre un 30% y 40% más económica. En términos de rendimiento y ahorro, este combustible permite triplicar la autonomía respecto al gas natural comprimido y ofrece un precio al usuario final un 40% menor que el de la nafta.

Pedro Cascales, presidente de CEGLA.

En cuanto a la política social, la directora confirmó que el Programa Hogar mantendrá sus 4 millones de beneficiarios, pero con un cambio radical en la forma de ejecución para evitar distorsiones de precios. «La idea es un subsidio de ANSES, pero vamos a realizar un reintegro inmediato al momento de la compra a través de las billeteras virtuales; va a mejorar muchísimo la eficiencia del sistema y va a lograr que se perciba que hay un subsidio», señaló Pelegrini sobre la nueva modalidad.

También defendió el nuevo paradigma en el que los precios dejen de ser fijados por el Estado para determinarse por la oferta y la demanda, eliminando cupos que limitaban el crecimiento de las empresas. «La liberación no generó un salto descontrolado de precios. El precio máximo de referencia representaba apenas el 20% del valor de mercado, totalmente desalineado de la realidad económica; las empresas productoras hoy no tienen precio máximo y creemos que la regulación debe enfocarse a la seguridad y no sustituir al mercado», afirmó.

En cuanto a la modernización operativa, la directora de GLP detalló que «se está avanzando con un nuevo registro de la industria del GLP que es 100% digital y se habilitó la creación de organismos privados para fiscalizar, bajo un esquema donde el Estado supervisa sin interferir». También señaló que el objetivo final es que «el volumen máximo permitido, que reemplazó a los antiguos cupos, sea una medida transitoria hasta alcanzar una desregulación total y definitiva del mercado».

La demanda del sector privado

Finalmente, Cascales, coincidió en la necesidad de consolidar nuevos nichos de consumo. «De cara al futuro, el desafío será no solo consolidar el mercado actual, sino también expandir nuevos usos del GLP como el autotransporte, el sector náutico y la generación eléctrica. Estas alternativas permitirían reducir la importación de combustibles como el gasoil y disminuir la contaminación», sostuvo el directivo.

El titular de Cegla puso especial énfasis en la necesidad de seguridad jurídica para que el sector privado acompañe el crecimiento de la oferta con inversiones de largo plazo. «Planteamos la necesidad de avanzar en una ley de estabilidad fiscal por 10 años para combustibles de GLP automotor, de manera que el sector pueda tener impulso, lo que generaría ahorro por menores divisas por importación de gasoil y menor costo de infraestructura», precisó el representante de los fraccionadores.

El titular de CEGLA también ponderó los resultados iniciales de la desregulación establecida por el Decreto 446/2025, asegurando que el mercado se ha vuelto más eficiente y previsible. «El nuevo esquema no generó aumentos desmedidos; por el contrario, al traer mayor previsibilidad, fomentó la inversión y un importante excedente de producto disponible, mientras que los precios evolucionaron por debajo de la inflación», analizó Cascales sobre la transición hacia el libre mercado.

, Ignacio Ortiz

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Combustibles: Energía ratifica que no intervendrá en el mercado

Por Santiago Magrone

La Secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, reiteró que el Gobierno no intervendrá en el mercado local de los combustibles en el actual contexto de fuertes alzas en la cotización internacional de petróleo, que a su vez está repercutiendo en subas de los precios de las naftas y gasoils en las bocas de expendio, a granel, y en las estaciones de servicio.

La semana pasada, cuando los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán arreciaron, y hubo réplicas de ese país en la región del Medio Oriente, Estrecho de Ormuz incluído, el precio del barril de crudo Brent llegó a tocar U$S 119, el precio del GNL se triplicó hasta los U$S 20 el MBTU.

Cuando promedia esta semana el Barril del Brent ronda los U$S 101, y el crudo WTI los 90 dólares. El GNL no aflojará habida cuenta de los daños provocados a infraestructuras de producción en la zona del Golfo Pérsico.

Si bien en esta semana esas cotizaciones se morigeraron al compás de la guerra y las declaraciones políticas, muchos países dispusieron medidas para contener parcialmente los precios internos de los combustibles, que incluyen una menor carga fiscal, que en la Argentina representa cerca del 40 por ciento del precio final, considerando todos los impuestos aplicados.

“Nosotros no intervenimos en el mercado”, fue la respuesta de Tettamanti ante la consulta periodística, luego de una exponer en la apertura del Congreso de la Asociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo (AIGLP), en el hotel Hilton de Puerto Madero. El encuentro es coordinado por la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA).

Acerca de la posibilidad de una revisión impositiva para con los combustibles, la funcionaria señaló que tal cuestión no depende de la cartera a su cargo, aunque Energía esta en la órbita del ministerio de Economía.

Sobre el mismo tema de morigerar los precios internos de las naftas y gasoils ante la escalada internacional, del conflicto bélico y de los precios del crudo y del gas ante una menor producción y abasto, Tettamanti fue consultada si acaso la Secretaría estaría considerando modificar la actual proporción de mezcla de los hidrocarburos con los biocombustibles.

Afirmó que “la ley (de biocombustibles) habla de mínimos y no de máximos (porcentajes de mezcla), y afirmó que el tema “lo está analizando la Subsecretaría de Combustibles”.

En tanto, en las estaciones de servicio se observan nuevas actualizaciones de precios, que están ocurriendo “sin cimbronazos”, como anticipó Horacio Marín (YPF), pero con pausas demasiado breves.

En bocas de expendio ubicadas en CABA de la marca YPF ( la de mayor participación en el mercado interno) el miércoles 25/3 el litro de Nafta Súper llegó a $ 1.947; la Infinia Nafta a $ 2.141; la Infinia Diesel a $ 2.203, y el Diesel500 (común) a $ 2.005.

Podría ocurrir que un posible cambio de las proporciones de mezcla con biocombustibles quede a criterio de las petroleras productoras-refinadoras-comercializadoras según sus propias ecuaciones de precios.

En base a la Ley 27.640 (Biocombustibles) en la actualidad las naftas deben contener un porcentaje obligatorio de bioetanol (de maíz y de caña de azúcar en proporciones iguales) de 12 % en volumen sobre la cantidad final del producto, ampliable hasta el 15 por ciento.
En cuanto al gasoil, la actual proporción de mezcla con biodiesel es de 7,5 por ciento, y podría ampliarse hasta el 20 por ciento.

Energía podría alentar una suba del porcentaje obligatorio de mezcla de biodiésel en función del abastecimiento, la balanza comercial, la promoción de inversiones, o razones ambientales, o bien impulsar su reducción hasta el 3 % si fuera el caso que un incremento en los precios de los insumos básicos para la elaboración del biodiésel (por caso la soja) pudiera distorsionar el precio del combustible fósil en el surtidor.

Cabe referir en cuanto a precios de los biocombustibles que la ley 27.640 indica que la autoridad de aplicación (Energía) establecerá el precio de adquisición del biodiésel y del bioetanol destinado a la mezcla obligatoria de acuerdo con metodologías de cálculo que aplica periódicamente para cada uno de estos productos.

En su presentación en el Congreso de la AIGLP, la Secretaria de Energía Tettamanti destacó principales aspectos de la política del Gobierno en la materia, remarcando que “el objetivo es aprovechar al máximo el potencial energético que tiene la Argentina”.

Acerca de la forma de lograrlo, sostuvo que “el camino del estatismo no funcionó”, y remarcó que “el rol del Estado en el sector es configurar y definir un ordenamiento macroeconómico para que el sector privado vea como invierte y comercializa”. “Lo mejor es el libre funcionamiento del mercado y la libertad de precios en los mercados mayoristas de la energía”.

“Se trata de impulsar un mercado energético eficiente, en competencia, para producir al menor costo final para el consumidor doméstico y también para acceder al mercado del exterior”, con el Estado regulando en materia de seguridad del servicio”, añadió.

Tettamanti hizo hincapié a modo de antecedente positivo a la política sectorial encarada en la década del 90, “ya que la desarrollada en los siguientes veinte años, de exceso de regulaciones, fue una política inadecuada”.

“Por suerte las leyes de los 90 estaban”, señaló en alusión a los marcos regulatorios del Gas (24076), y de la energía eléctrica (24065), y “estamos volviendo a su aplicación”.

Tettamanti destacó medidas dispuestas por la actual gestión gubernamental en el sector. “La libre exportación de petróleo y gas permitieron lograr una balanza energética positiva de casi 8 mil millones de dólares en el 2025, será mayor este año”, enfatizó ante el auditorio empresario.

“En el sector eléctrico mayorista estamos atravesando un período de transición, también hacia la libertad de mercado”, remarcó.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Doug Lawler, CEO de Continental: «Lo que nos entusiasma muchísimo es el gran esfuerzo que se está haciendo por mejorar el contexto de inversión»

Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources.

HOUSTON. –Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, una de las compañías que lideró la revolución de la explotación no convencional en Estados Unidos, reafirmó en el CERAWeek 2026 su interés por Vaca Muerta y elogió los incentivos que ofrece el gobierno de Javier Milei para alentar una mayor inversión.

“La calidad de la roca es sobresaliente. Si uno mira la columna estratigráfica de Vaca Muerta y la compara con algunos plays de shale en Estados Unidos, al combinar formaciones como Bakken, Eagle Ford y unidades prolíficas del Permian Basin, como la Wolfcamp, se obtiene un conjunto comparable”, aseguró.

La experiencia de Continental

Continental fue una de las empresas clave en el desarrollo temprano del shale oil, de la mano de su fundador Harold Hamm, especialmente en la formación Bakken. En 2004 perforó uno de los primeros pozos comercialmente exitosos combinando perforación horizontal y fractura hidráulica en esa formación. Por lo tanto, que esa empresa destaque la calidad de la roca de Vaca Muerta adquiere otra relevancia.

“Desde Continental, como pioneros en los plays de shale con 60 años de historia, es que esta roca está lista para ser desarrollada y movilizada. Creemos que los aprendizajes de los plays de shale en Estados Unidos son directamente transferibles al shale de Vaca Muerta, y creemos que hay una propuesta de valor enorme no solo para Argentina, sino para el mundo. Argentina tiene la capacidad de exportar y contribuir de manera material al perfil energético global”, aseguró Lawler.

El ejecutivo destacó luego que, comparado con el desarrollo del shale en Estados Unidos, Vaca Muerta recién está comenzando. “Parte de nuestro interés en Argentina viene del hecho de que los recursos necesarios para aprovechar esa energía —el petróleo y el gas— aún no han sido plenamente movilizados. Y esos recursos son capital, talento humano y empresas de servicios. Esto está en una etapa muy, muy temprana y esa oportunidad hacia el futuro la vemos como algo muy significativo”, remarcó.

Elogios para los incentivos que ofrece Milei

Luego Lawler aprovechó para elogiar los incentivos que ofrece el gobierno de Milei. “Lo que nos entusiasma muchísimo también es el gran esfuerzo que se está haciendo por mejorar el contexto de inversión para que compañías como Continental puedan invertir de manera competitiva frente a las oportunidades que tenemos en Estados Unidos”, sostuvo el tItular de esta firma estadounidense que en enero selló una alianza estratégica con PAE.

–Mencionó tres aspectos: capital, recursos humanos y servicios. ¿Cuál de los tres, y en qué orden, cree que Argentina necesita desarrollar más? –le preguntaron.

–En este punto creo que todos son absolutamente esenciales, pero lo realmente importante ahora es el componente de servicios y la competencia entre proveedores y contratistas para facilitar el desarrollo de la industria. Ya hay empresas muy capaces en Vaca Muerta —YPF, Pan American, Tecpetrol, Vista y muchas otras—. La calidad técnica es muy fuerte. Cómo se sigue construyendo la infraestructura y cómo las reformas del gobierno acompañan ese desarrollo de servicios es clave en los próximos años.

–Si uno traza una línea de tiempo del desarrollo del shale en EE.UU. y ubica a Argentina sobre esa línea, ¿en qué año está Argentina?

–Bueno, es muy temprano para saberlo. Algo único de Argentina hoy es que los operadores locales han incorporado rápidamente aprendizajes, tanto locales como de empresas de servicios con experiencia en EE.UU. Está listo para arrancar. Eso nos entusiasmó mucho cuando visitamos el país por primera vez. En Continental tenemos 60 años resolviendo problemas complejos —de subsuelo, superficie, infraestructura— y estamos muy interesados en participar y compartir lo aprendido perforando decenas de miles de pozos en EE.UU.

–¿Diría que Argentina está como EE.UU. en 2008–2010 –cuando comenzó la revolución del shale en Estados Unidos-?

–Sí, diría que está en ese período. Muy temprano. Pero también es importante notar que, técnicamente, Argentina está mucho más avanzada que en ese momento en EE.UU. El tema es el nivel de inversión en la roca. Eso es en lo que tiene que ponerse al día, y luego la capacidad de movilizar esos recursos.

–En entrevistas dijo que el crecimiento del shale en EE.UU. es limitado. Entonces, ¿Vaca Muerta es atractiva porque no tiene riesgo exploratorio?

–Sí, es correcto. Todavía hay oportunidades de exploración en EE.UU., pero también vemos degradación en la calidad del shale. Lo que compensa eso es la tecnología: laterales más largos, mejor diseño de estimulación, mejor espaciamiento. Eso mantiene la producción, pero sabemos que hay límites. Lo vimos en Eagle Ford y Bakken, que ya alcanzaron su pico. El Permian todavía no, pero va a pasar. Por eso, pensando en los próximos 10, 20, 30 años, queremos exportar nuestra experiencia y trabajar con países que incentiven la inversión.

Por último, el ejecutivo volvió a insistir sobre la importancia de que el gobierno de Milei siga por la senda actual. «Lo que diría es: no hacer nada que desaliente la inversión, porque eso perjudica a los ciudadanos y retrasa el desarrollo. Recuerdo el caso de Marcellus Shale –otra de las formaciones de Estados Unidos-. El gobernador quería aumentar impuestos. Le dije que no lo hiciera porque moveríamos los equipos a otro Estado. Subieron los impuestos, y movimos los equipos a Ohio. Después corrigieron, y hoy Marcellus es un recurso increíble. Lo que es realmente positivo hoy es la cooperación entre el gobierno nacional, la administración Milei, el trabajo de las provincias y el liderazgo que fomenta la inversión. Eso es lo correcto para generar valor para Argentina y el mundo. En los próximos 5 a 10 años, la producción de EE.UU. se va a estabilizar o declinar y ese gap global va a ser cubierto en gran parte por Argentina”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

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CEGLA: El GLP argentino en la mira ante la incertidumbre global

En un contexto internacional atravesado por la volatilidad y el conflicto bélico en Medio Oriente, por los bombardeos sobre Irán, cerca del 30 % del GLP no logra salir del Estrecho de Ormuz, lo que genera una creciente preocupación por el abastecimiento, especialmente en Asia.

La situación fue analizada en el marco del 39° Congreso de la Asociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo, que se desarrolla en Buenos Aires. La crisis energética que elevó el precio del barril de petróleo por encima de los 100 dólares y disparó el valor del GLP entre un 30 % y hasta el 100 % en distintos mercados se convirtió en uno de los ejes centrales del debate, junto con las crecientes preocupaciones por el abastecimiento y la seguridad energética a nivel global.

En ese marco, el presidente de la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado de Petróleo (CEGLA), Pedro Cascales, destacó que Argentina tiene un crecimiento sostenido de su producción. En 2025, el país alcanzó 1,6 millones de toneladas exportadas, más del doble del consumo interno. A su vez, remarcó las inversiones en marcha que permitirán ampliar significativamente la capacidad exportadora.

“El país se posiciona como un destino clave para las inversiones en energía, especialmente a partir del desarrollo de Vaca Muerta, una de las principales reservas de shale gas y shale oil del mundo”, sostuvo.

LOS DESAFIOS DEL GLP EN EL MERCADO LOCAL

En Argentina, unas 20 millones de personas (46,30 % de la población) requiere de garrafas para calefaccionarse y cocinar. Además, es esencial para las industrias, comercios y actividades agropecuarias, especialmente, en las provincias donde no cuentan con gas natural (Formosa, Chaco, Corrientes y Misiones).

Y el sector del GLP atraviesa una transformación profunda, gracias al Decreto 446/2025, que avanzó en la desregulación del mercado, dejando al Estado enfocado en aspectos técnicos y de seguridad.

Según explicó Cascales, el nuevo esquema no generó aumentos desmedidos, por el contrario al traer mayor previsibilidad, fomentó la inversión y un importante excedente de producto disponible, mientras que los precios evolucionaron por debajo de la inflación, evidenciando un funcionamiento más eficiente del mercado.

En cuanto a los desafíos, el presidente de CEGLA apuntó, por un lado, a la seguridad, en una industria que abastece a más de 5 millones de hogares. Por otro, el valor de la marca de los envases, clave para garantizar calidad y confianza, respaldada por una inversión anual de 45 millones de dólares destinada al mantenimiento de más de 20 millones de unidades en circulación.

En paralelo, el sector avanzó en la modernización del sistema de canje de envases, con un esquema descentralizado que apunta a mejorar la eficiencia y reducir costos.

“De cara al futuro, el desafío será no solo consolidar el mercado actual, sino también expandir nuevos usos del GLP”, destacó Cascales. Entre ellos, el autotransporte, el sector náutico, la generación eléctrica y aplicaciones industriales. “Estas alternativas permitirían reducir la importación de combustibles como el gasoil, disminuir la contaminación y generar ahorros para los usuarios, especialmente en regiones alejadas de los gasoductos”, explicó.

En ese sentido, destacó el trabajo conjunto con la Secretaría de Energía para actualizar normativas técnicas y planteó la necesidad de avanzar en una ley de estabilidad fiscal (por 10 años) que brinde previsibilidad a estas nuevas inversiones.

“El desafío es construir una industria cada vez más segura, eficiente y sustentable”, concluyó.

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El crudo se mueve bruscamente tras movimientos sospechosos previos a anuncio de Trump

En medio de tensión creciente, los mercados de petróleo enfrentaron cambios bruscos entre el 24 y el 25 de marzo tras señales contradictorias. Minutos antes de un comunicado importante de Donald Trump, hubo movimientos financieros significativos. El 24 de marzo, operaciones superiores a 500 millones de dólares tuvieron lugar justo antes del anuncio presidencial. Al mismo tiempo, se produjeron ataques militares contra instalaciones en Teherán, aunque paralelamente surgieron gestiones diplomáticas sin rumbo claro que continuaron al día siguiente.

Información recopilada por Reuters indica que traders apostaron fuerte en contratos de crudo. Esas transacciones ocurrieron únicamente durante un lapso breve, desde las 10:49 hasta las 10:50 GMT del 24 de marzo. Lo llamativo fue el volumen inesperadamente elevado en horario poco activo. Predominaron posiciones bajistas en esa ventana estrecha.

Poco después, Trump declaró haber recibido respuestas positivas desde Irán y dijo esperar diálogos productivos en los próximos días. Como efecto inmediato, comenzó una oleada de ventas generalizadas en los mercados energéticos. Un minuto bastó para mover contratos por trece millones de barriles. Entonces, el Brent pasó de casi 112 dólares a rozar los 99, al tiempo que el WTI bajaba de 99 a 86.

Esta caída generó dudas sobre cuándo ocurrieron exactamente esas transacciones, pese a que el petróleo había subido más del 40 por ciento desde finales de febrero, empujado por tensiones en el Golfo.

Esa misma tensión se mantuvo el 25 de marzo. Mientras tanto, Israel atacó instalaciones cerca de Teherán, aunque Estados Unidos afirmó mantener vías diplomáticas abiertas para buscar una salida al enfrentamiento.

Detrás de escena, el gobierno de Trump promueve condiciones duras, con foco en el control del programa nuclear iraní, la limitación de sus misiles y restricciones hacia sus aliados regionales. Aun así, Teherán envía mensajes encontrados. Pese al rechazo oficial a la propuesta, voceros gubernamentales indican que analizan la idea en círculos privados.

En el ámbito energético, la combinación de tensión bélica y diálogo posible provocó saltos bruscos entre el 24 y el 25. Hubo cotizaciones bajo los 100 dólares cuando creció el optimismo, aunque persiste firmeza por temores sobre la duración del conflicto y su impacto en rutas críticas como el estrecho de Ormuz.

Dentro del sector hidrocarburífero, todo sigue sujeto a fuertes vaivenes. Minutos después de una señal política, el precio ya reaccionaba. Sin embargo, en lo tangible todo sigue bajo amenaza, con instalaciones, rutas marítimas y capacidad real de suministro en riesgo.

Este desajuste constante mantiene al mercado suspendido, tironeado por tensiones contrapuestas. La prima de guerra sostiene los valores, mientras la expectativa de un acuerdo diplomático sigue presente más en el discurso que en hechos concretos.

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España vota el plan energético por la guerra en Medio Oriente: una por una las medidas sobre renovables, redes y storage

El Congreso de los Diputados votará la convalidación del Real Decreto-ley 7/2026, la norma con la que el Gobierno busca responder al impacto energético provocado por la guerra en Oriente Medio y acelerar la transición energética del país. El paquete forma parte del Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio, que prevé movilizar unos 5.000 millones de euros para proteger a consumidores y empresas frente a la volatilidad energética y reducir la dependencia de combustibles fósiles.

Entre los cambios más relevantes del decreto se encuentran nuevas herramientas para acelerar el despliegue energético. La norma crea un marco estatal para las Zonas de Aceleración Renovable (ZAR), áreas que las comunidades autónomas deberán identificar como prioritarias para el desarrollo de proyectos renovables con tramitaciones más ágiles.

«Se introducen ajustes en el régimen de hitos administrativos aplicable a los proyectos renovables, con el objetivo de adaptar los plazos a la situación actual de la cadena de suministro y a la complejidad de determinados proyectos, especialmente en el caso de instalaciones de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo», apunta el documento oficial.

La urgencia del decreto está vinculada al escenario geopolítico global. La escalada del conflicto con Irán volvió a sacudir los mercados energéticos internacionales, generando fuertes subas en los precios del gas y del petróleo y reavivando el debate sobre la seguridad energética en Europa. En los primeros días del conflicto el costo de generación eléctrica con gas en Europa llegó a aumentar más del 50%, reflejando la sensibilidad del sistema energético europeo ante tensiones geopolíticas.

En ese contexto, el Gobierno español plantea que la respuesta estructural pasa por acelerar la electrificación, expandir las energías renovables y mejorar la eficiencia del sistema eléctrico, al tiempo que se refuerzan medidas sociales para amortiguar el impacto de los precios energéticos.

En el plano industrial, el decreto también introduce medidas para preservar la competitividad de los sectores con mayor consumo energético. Entre ellas se establece una reducción del 80% en los peajes de acceso a las redes eléctricas para consumidores electrointensivos, una medida destinada a aliviar el impacto de los altos costos energéticos en industrias expuestas a la competencia internacional.

Asimismo, el plan contempla la creación de un Fondo para la Descarbonización Industrial, acompañado por instrumentos como contratos por diferencia de carbono, orientados a facilitar inversiones en procesos productivos de bajas emisiones y acelerar la transformación tecnológica del sector industrial.

Más allá de estas medidas económicas, el decreto introduce una serie de reformas regulatorias destinadas a optimizar el funcionamiento del sistema eléctrico y facilitar nuevas inversiones energéticas. Entre ellas se encuentra la eliminación de la doble consideración regulatoria de determinadas instalaciones como demanda y generación, una modificación que simplifica el esquema de garantías exigido a los proyectos energéticos y reduce la complejidad administrativa.

La norma también establece un nuevo enfoque basado en acceso flexible a las redes eléctricas, alineado con un uso más dinámico de la capacidad disponible del sistema. Este mecanismo permitirá mejorar la gestión de la red en nudos eléctricos saturados, habilitando esquemas en los que la inyección o el consumo de electricidad puedan ajustarse según la disponibilidad real de infraestructura.

En paralelo, el decreto impulsa configuraciones híbridas entre generación solar fotovoltaica y almacenamiento en baterías, una combinación que permite reducir vertidos de energía renovable y aumentar el aprovechamiento de la generación limpia.

El almacenamiento energético constituye, de hecho, otro de los ejes de la norma. El texto introduce cambios regulatorios para facilitar la integración de estas tecnologías en el sistema eléctrico, incluyendo permisos de acceso flexibles para instalaciones de almacenamiento y el impulso a proyectos de bombeo hidráulico, considerados estratégicos para la estabilidad del sistema.

El decreto también redefine algunos aspectos del acceso a la red eléctrica con el objetivo de liberar capacidad actualmente bloqueada por proyectos que no llegan a materializarse, una situación que el Gobierno identifica como un obstáculo para el desarrollo de nuevas inversiones industriales y energéticas.

En paralelo, establece una revisión periódica de la planificación de redes eléctricas cada dos años, con el objetivo de adaptar el desarrollo del sistema eléctrico al proceso de electrificación de la economía. 

El decreto también incorpora medidas destinadas a ampliar la participación de consumidores y comunidades en el sistema energético. Entre ellas se amplía hasta cinco kilómetros la distancia máxima entre generación y consumo en instalaciones de autoconsumo colectivo, lo que permitirá desarrollar nuevos modelos de suministro energético compartido en barrios, municipios o parques industriales.

Asimismo, se establecen bases regulatorias para el desarrollo de comunidades energéticas, con el objetivo de ampliar la participación de ciudadanos y entidades locales en proyectos de generación renovable.

Otra de las novedades regulatorias es la introducción de criterios de sostenibilidad para centros de datos, una infraestructura cuyo consumo eléctrico ha crecido con fuerza en los últimos años debido al desarrollo de servicios digitales y aplicaciones de inteligencia artificial.

En materia social, el paquete mantiene durante 2026 los descuentos extraordinarios del bono social eléctrico y prolonga la prohibición de cortar el suministro de energía a consumidores vulnerables. Para las empresas, además, se introduce flexibilidad en los contratos de  eletricidad, permitiendo adaptar los volúmenes contratados sin penalizaciones si se reduce la actividad productiva.

Todas estas medidas forman parte de la estrategia del Gobierno para reducir la exposición de la economía española a la volatilidad energética internacional, un riesgo que volvió a quedar en evidencia tras la escalada del conflicto con Irán. La guerra en Oriente Medio impactó en los mercados energéticos globales debido al papel estratégico de la región en el suministro mundial de petróleo y gas.

La votación de hoy en el Congreso de los Diputados determinará si el Real Decreto-ley 7/2026 queda definitivamente convalidado y continúa su tramitación parlamentaria, en un momento marcado por la incertidumbre energética global derivada del conflicto en Oriente Medio.

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GeoPark perfora en Loma Jarillosa (VM)

GeoPark acaba de iniciar su primera perforación en Vaca Muerta, en el bloque Loma Jarillosa Este (Neuquén), y lo consideró un hito clave en su desembarco y crecimiento en la Argentina.

El proyecto implica una inversión de entre 80 y 100 millones de dólares en 2026, y apunta a multiplicar hasta 4 veces la producción de la empresa en el país en el corto plazo, se indicó.

Ello implicará pasar de 1.500 barriles/día a 6.000 barriles de crudo hacia finales de este año. Para el año 2028 proyecta llegar a 20.000 barriles diarios.

Para avanzar con este proyecto GeoPark vinculó a más de 30 empresas contratistas de diferentes especialidades de servicios, lo que implicó 40 acuerdos comerciales.

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Vaca Muerta desembarcó en Houston y captó la atención de inversores y líderes del shale de EE.UU.

HOUSTON.- El desarrollo de Vaca Muerta, la formación no convencional ubicada en la cuenca neuquina, ocupó ayer un lugar destacado —aunque satelital— en el marco de la CERAWeek 2026, el principal evento energético global que se realiza esta semana en Houston.

Con la realización de “Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook”, el primer evento organizado en Estados Unidos por EconoJournal junto a ProShale, Horizon Engage, Marval O’Farrell Mairal, Trossero & Co y Vaca Muerta.ai, el potencial del shale argentino fue presentado ante una audiencia internacional integrada por ejecutivos, inversores y compañías del ecosistema energético norteamericano.

El encuentro, realizado en el hotel Westin Houston Downtown, convocó a cerca de 200 asistentes, en su mayoría representantes de empresas independientes de Estados Unidos, compañías de servicios que aún no operan en la Argentina y fondos de inversión interesados en conocer el potencial del sector energético local. Más del 60% de los participantes fueron directivos de empresas norteamericanas.

Un cambio de paradigma en la energía argentina

La apertura del evento puso en contexto la magnitud del cambio que atraviesa el sector energético argentino. “Hace cuatro años, en 2022, la Argentina tenía un déficit energético de US$ 7.000 millones. Tres años después, en 2025, registró un superávit de US$ 8.000 millones. La diferencia es de US$ 15.000 millones. Se trata de un cambio copernicano”, señaló Marcelo García, director para las Américas de Horizon Engage y moderador del encuentro.

En ese marco, definió a Vaca Muerta como un desarrollo aún en etapa temprana: “Puede sonar paradójico, pero Vaca Muerta recién está naciendo: es una ‘vaca bebé’. Solo el 10% de su superficie está en desarrollo”.

Fuerte respaldo político e institucional

La apertura institucional estuvo a cargo del viceministro de Energía, Daniel González, junto a los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, quienes destacaron el alineamiento entre Nación y provincias productoras para acelerar la llegada de inversiones.
El mensaje fue claro: existe una estrategia coordinada para escalar el desarrollo del shale y consolidar a la Argentina como proveedor global de energía.

En representación del sector privado, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, planteó la necesidad de transformar a Vaca Muerta en una plataforma colaborativa que facilite el ingreso de nuevos jugadores, tanto en exploración como en servicios petroleros.

Esa visión fue reforzada por la participación de Doug Lawler, CEO de Continental Resources, una de las principales productoras de shale de Estados Unidos, que recientemente desembarcó en el país y alentó a otras compañías norteamericanas a evaluar oportunidades en la Argentina. Lawler fue más allá y comentó: “La producción shale de EE.UU. ya alcanzó un plateau y probablemente empiece a declinar en cuatro o cinco años. Estoy convencido que una parte de esa declinación puede ser cubierta con nuevos desarrollos de Vaca Muerta”.

Lo escucharon referentes del sector energético local como Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, Alejandro Bulgheroni, chairman de Pan American Energy, José Luis Manzano, presidente de Integra Capital, Horacio Turri, Director Ejecutivo de Pampa Energía; y Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, entre otros.

También expuso Felipe Bayón, CEO de GeoPark, quien destacó la rapidez con la que la compañía comenzó a operar en Neuquén: apenas tres meses después de asumir nuevas áreas, ya perforó su primer pozo, lo que —según indicó— evidencia la disponibilidad de servicios y la fluidez en la interacción con el sector público.

El line-up incluyó además a referentes como Pablo Vera Pinto, Co-Founder de Vista Energy, una de las compañías más dinámicas en cuanto a la atracción de inversores internacionales hacia la Argentina, quien trazó un escenario de cómo escalará la producción de crudo en la Argentina; y Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, uno de los principales productores de gas no convencional de Vaca Muerta, que presentó el proyecto de inversión en Los Toldos II, un área donde la compañía prevé alcanzar una producción de 70.000 barriles en los próximos 18 meses.

Infraestructura y exportaciones, el próximo salto

Uno de los ejes centrales del encuentro fue la necesidad de ampliar la infraestructura para sostener el crecimiento de la producción y habilitar nuevos mercados de exportación.

En ese sentido, Hugo Eurnekian, CEO de CGC, presentó el proyecto Janus, que evalúa exportar gas natural licuado desde Chile mediante la reconversión de terminales existentes en el Pacífico.

Por su parte, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, expuso el avance del proyecto Southern Energy, que apunta a convertirse en la primera plataforma de exportación de LNG desde la Argentina, con base en la costa de Río Negro.

A su turno, Javier Rielo, senior vicepresident para las Américas de TotalEnergies, destacó el potencial de crecimiento del país y remarcó que Vaca Muerta aún se encuentra en una fase temprana de desarrollo, con amplias oportunidades en toda la cadena de valor.

Un puente entre dos mundos del shale

El evento nació con un objetivo concreto: fortalecer el vínculo entre el shale desarrollado de Estados Unidos y el shale en expansión de la Argentina.

Ese puente —que comenzó a construirse con acuerdos como el de YPF y Chevron hace más de una década— busca ahora consolidarse en una nueva etapa caracterizada por la cooperación entre empresas para escalar la producción y llevar la energía argentina al mundo.
En palabras de los organizadores, el desafío ya no es competir por un mercado doméstico limitado, sino coordinar esfuerzos para posicionar a Vaca Muerta como un proveedor global de petróleo y gas.

, Por Nicolás Gandini (enviado especial)

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Puma Energy reunió a más de 400 operadores en su Convención 2026 en Buenos Aires

Bajo el lema “Energía que evoluciona”, la empresa presentó las principales acciones desarrolladas durante 2025 y los proyectos previstos para 2026

Puma Energy, la compañía integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución de combustibles, llevó adelante su Convención Anual de Operadores 2026, un encuentro que reunió a más de 400 operadores de todo el país para repasar los resultados del último año y delinear los planes de crecimiento de la compañía en la Argentina.

Bajo el lema “Energía que evoluciona”, la empresa presentó las principales acciones desarrolladas durante 2025 y los proyectos previstos para 2026, con eje en la mejora de la experiencia de los consumidores y el fortalecimiento de su red de estaciones de servicio.

Convención de Puma Energy

Santiago Zubizarreta, Head of Retail, analizó el contexto global y la coyuntura local, y destacó las inversiones impulsadas por Trafigura en el país.

Alejandro Stevenazzi, gerente comercial, expuso los avances de la red, las nuevas aperturas y el desarrollo de las tiendas de conveniencia Super 7 y Shop Express. Además, se reconoció a los operadores con mejor desempeño en 2025, quienes participarán de la próxima Copa del Mundo de la FIFA. También se presentó la evolución de la alianza gastronómica con Dean & Dennys, con tres modelos de negocio disponibles para su implementación en estaciones de servicio.

Por su parte, Lucas Smart, gerente de Marketing, detalló el desempeño de la aplicación de fidelización Puma Pris en el país y anticipó mejoras en su navegabilidad y funcionalidades. Según indicó, este tipo de herramientas se consolidó como un recurso relevante para sostener el volumen de ventas en la red.

Digitalización de las operaciones

La aplicación se enmarca en la estrategia de la compañía orientada a la digitalización de sus operaciones y a la incorporación de nuevas soluciones de pago, con el objetivo de optimizar la experiencia del cliente.

, Redaccion EconoJournal

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Merlo: impresionante explosión e incendio en un depósito de gas

Una fuerte explosión e incendio se registró este miércoles en un depósito de garrafas ubicado en la localidad de Mariano Acosta, en el partido bonaerense de Merlo. El incidente ocurrió en un establecimiento donde estaban guardadas bombas de gas licuado sobre la avenida Constituyentes, lo que activó una operativo inmediato de las fuerzas de seguridad y los bomberos.

Los servicios de emergencia trabajan en el lugar debido a la magnitud de las llamas y el peligro constante de que se produzcan nuevas explosiones. A través de las redes sociales, varios usuarios difundieron imágenes impactantes del siniestro, donde se puede ver una enorme columna de humo que generó pánico entre los vecinos de la zona durante gran parte de la mañana.

En lo que va de 2026, Merlo ya fue escenario de otros hechos similares vinculados a garrafas y gas. En febrero pasado, un taller sufrió un incendio tras el estallido de un envase, mientras que en enero, el robo de cuatro garrafas en el partido derivó en una serie de allanamientos en la localidad de Santa Rosa del Conlara.

Por el momento, los bomberos intentan enfriar la zona crítica para evitar que el fuego alcance otros sectores del depósito. El tránsito sobre la avenida Constituyentes permanece cortado mientras se realizan las tareas de enfriamiento y se evalúan los daños en las propiedades linderas.

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Irán afirma que no hubo daños tras el ataque a la central nuclear de Bushehr

La central nuclear iraní de Bushehr no sufrió daños tras ser blanco de un ataque, según informó el organismo de control nuclear de las Naciones Unidas.

El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) informó en una publicación en redes sociales que Irán le había comunicado que otro proyectil impactó hoy en las instalaciones de la central nuclear de Bushehr. 

Según Irán, la central no sufrió daños ni hubo heridos entre el personal, y la planta se encuentra en condiciones normales, de acuerdo a lo que reportó la cadena CBS News.

Bushehr fue blanco de un ataque la semana pasada, pero Irán también comunicó al OIEA en ese momento que no hubo daños ni heridos.

El OIEA comunicó el martes que su director general, Rafael Mariano Grossi, “reitera” el “llamamiento a la máxima moderación para evitar riesgos para la seguridad nuclear durante un conflicto”.

Bushehr, la única central nuclear comercial de Irán, está situada a unos 750 kilómetros al sur de Teherán. La construcción de la planta comenzó bajo el reinado del sha de Irán, Mohammad Reza Pahlavi, a mediados de la década de 1970.

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RIGI: Compañía Mega invertirá USD 360 millones para aumentar exportación de gas

En el marco del auge energético que experimenta Vaca Muerta, Compañía Mega anunció un ambicioso proyecto que implicará una inversión de USD 360 millones para expandir su capacidad de procesamiento de gas natural. La iniciativa, que se desarrollará durante los próximos dos años, forma parte del Régimen de Inversiones para el Gas (RIGI) y busca acompañar el crecimiento del shale en la región.

El plan tiene como objetivo aumentar la producción de líquidos del gas natural, reforzando la estrategia exportadora de la empresa. Está previsto que aproximadamente el 80% del volumen adicional se destine a mercados externos, mientras que el 20% restante se utilizará en el mercado interno, principalmente como etano para la industria petroquímica.

Compañía Mega, cuyos accionistas principales son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%), inició en 2023 una etapa de expansión que incluyó la ampliación de su planta en Bahía Blanca, desde donde abastece al mercado nacional. Esta nueva inversión es parte de un plan integral 2023-2028 que contempla una inyección total de USD 650 millones para obras en cuatro provincias, con el fin de aumentar la capacidad de procesamiento y transporte de líquidos del gas natural.

El proyecto contempla la construcción de dos plantas de rebombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), además de mejoras en la planta separadora Loma La Lata (Neuquén) y la fraccionadora de Bahía Blanca. Estas obras buscan adecuar la infraestructura para evacuar mayores volúmenes y optimizar el uso industrial y comercial de estos líquidos.

Al concluir las obras, se espera una producción adicional de más de 500.000 toneladas anuales de líquidos de gas natural, incluyendo etano, propano, butano y gasolina natural. Según datos presentados por la compañía al Ministerio de Economía, esta ampliación significará un aumento del 27% en la producción total, superando una capacidad instalada de 2,5 millones de toneladas por año de productos NGLs.

Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, destacó: “Esta iniciativa nos permite seguir ampliando una infraestructura clave para transformar en realidad el enorme potencial de Vaca Muerta y acompañar el desarrollo energético de la Argentina. Con esta inversión consolidamos el compromiso de largo plazo que nos trazamos: impulsar proyectos e infraestructura que agreguen valor al gas natural y a los líquidos asociados, fortalecer la matriz energética nacional y contribuir de manera creciente a la generación de divisas para el país”.

Durante la ejecución del proyecto, se prevé la creación de hasta 600 puestos de trabajo directos e indirectos en áreas como ingeniería, logística, construcción y provisión de equipos, lo que beneficiará a la cadena de valor regional.

El núcleo del negocio de Compañía Mega está en agregar valor al gas natural a través de la separación y fraccionamiento de sus componentes. El proceso comienza en la planta de Loma La Lata, en Vaca Muerta, donde se extraen los líquidos del gas natural crudo. Estos líquidos se transportan mediante un poliducto propio de 600 km hasta Bahía Blanca, el principal puerto petroquímico del país, donde se procesan para diferentes mercados.

El etano se destina mayoritariamente a la industria petroquímica, especialmente para Dow, mientras que el propano y butano abastecen tanto al mercado local como al internacional. La gasolina natural producida se orienta principalmente a la exportación.

Fundada a fines de los años 90 en plena producción convencional en Loma La Lata, la empresa se transformó para adaptarse al crecimiento exponencial del gas no convencional en Vaca Muerta. Actualmente, es el único operador argentino de un poliducto especializado en líquidos de gas natural, responsable de procesar cerca del 40% del gas producido en la Cuenca Neuquina, la principal fuente hidrocarburífera del país.

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Llaman a consulta pública para modificar los cuadros tarifarios provisorios del gas

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) dispuso la apertura de un procedimiento de consulta pública para avanzar en la adecuación del sistema de transporte de gas natural, en el marco de la emergencia energética vigente (prorrogada hasta fin de 2027) y la reciente reconfiguración definida por la Secretaría de Energía.

La medida, formalizada mediante la resolución 346/2026 publicada este viernes en Boletín Oficial, pone a consideración una serie de modificaciones regulatorias y tarifarias, entre ellas cambios en los factores de carga para distribuidoras, nuevos porcentajes de gas retenido, la elaboración de cuadros tarifarios provisorios y la derogación de normativa previa, con el objetivo de adaptar el esquema de transporte a las nuevas condiciones del sistema.

En particular, se propone modificar de manera provisoria los factores de carga para los usuarios residenciales de las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur y Naturgy NOA, elevándolos del 35% al 45%, mientras que para el resto de las licenciatarias se mantendrán sin cambios.

Asimismo, revisará los porcentajes de gas retenido en las rutas de transporte, la operación y mantenimiento de activos de Energeía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa) y las condiciones para determinados cargadores que cuentan con contratos firmes. Al tiempo que se pondrán en consulta cuadros tarifarios provisorios y los cargos fideicomiso asociados, mientras se avanza en la derogación de normativas que hoy resultan innecesarias en el nuevo marco regulatorio.

Emergencia del sector energético

En materia tarifaria, el organismo elaboró cuadros provisorios que incluyen la actualización de los cargos fideicomiso, incorporando también los costos de operación y mantenimiento de activos de Enarsa, en línea con lo instruido por la Secretaría de Energía.

La consulta pública tendrá un plazo de quince días corridos desde su publicación en el Boletín Oficial, período durante el cual empresas y usuarios podrán presentar observaciones y sugerencias a través de la web del organismo.

Finalizada esta instancia, el Enargas avanzará con la implementación de las medidas necesarias para la reasignación de capacidades de transporte y su correspondiente contractualización, con entrada en vigencia prevista para el 1° de mayo.

La iniciativa se inscribe en la emergencia del sector energético nacional declarada en 2023 y prorrogada hasta 2027, y busca garantizar un funcionamiento más eficiente, confiable y equitativo del sistema de transporte de gas natural, en un contexto de cambios estructurales en las fuentes de abastecimiento y en la configuración de la red.

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Mar del Plata: frenan la exploración offshore de hidrocarburos por falta de resultados

Las petroleras Shell y Qatar Petroleum decidieron abandonar la exploración de hidrocarburos en el área offshore CAN 107, ubicada frente a las costas de Mar del Plata, tras no tener resultados positivos en los estudios iniciales. 

A partir de esta determinación, la Secretaría de Energía dejó sin efecto el permiso y el bloque fue revertido al Estado nacional mediante la resolución 73 publicada en el Boletín Oficial.

El proyecto se desarrollaba en la Cuenca Argentina Norte, a unos 200 kilómetros de las costas de Mar del Plata, donde las compañías habían realizado tareas de exploración sísmica 2D y 3D. Sin embargo, tras finalizar esos estudios en abril de 2025, resolvieron no avanzar a la siguiente etapa, que contemplaba la perforación de un pozo exploratorio en el lecho marino frente a la ciudad.

El área había sido adjudicada en 2019 tras una licitación internacional impulsada por el Gobierno argentino. En ese esquema, Shell operaba el bloque con el 60% de participación, mientras que Qatar Petroleum contaba con el 40% restante. La iniciativa también incluía el bloque CAN 109 —también ubicado mar adentro frente a Mar del Plata— que podría correr la misma suerte en los próximos días.

Los trabajos realizados, que se extendieron durante 120 días con el buque PXGEO 2, abarcaron más de 16.000 kilómetros cuadrados en el Mar Argentino. Según la resolución oficial, las empresas cumplieron con los compromisos de inversión y con las exigencias ambientales establecidas para este tipo de operaciones offshore.

La exploración sísmica permite analizar el subsuelo marino mediante tecnología de ultrasonido para detectar la posible presencia de petróleo y gas. Aun así, los resultados obtenidos frente a Mar del Plata no fueron suficientes para justificar una perforación, lo que derivó en la retirada del proyecto en esa zona del Atlántico.

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Comodoro reforzará controles ambientales en yacimientos petroleros dentro del ejido urbano

La gestión del intendente Othar Macharashvili, avanza con los controles en instalaciones y yacimientos de operadoras petroleras, con el objetivo de prevenir situaciones que impacten el entorno ambiental y, por ende, en la salud y en el bienestar de los vecinos de la ciudad. Estas inspecciones se efectúan de acuerdo al cronograma de trabajo establecido oportunamente por la Subsecretaría de Ambiente.

En ese contexto, la subsecretaria, Jordana Mrla, indicó que en el inicio de la semana se llevó adelante la primera recorrida en el marco de las auditorías que está llevando el equipo de Ambiente, “que abarcan instalaciones y yacimientos hidrocarburíferos ubicados dentro del ejido urbano de nuestra ciudad. En este caso, inspeccionamos el yacimiento de Diadema con la operadora CAPSA”.

Como resultado de la supervisión, explicó que se encontraron algunas irregularidades en las instalaciones, tanto en recintos de contención de tanques, como en piletas de emergencia, entre otras. “Estas cuestiones están siendo procesadas por nuestros técnicos y, una vez que tengamos los resultados, analizaremos los pasos a seguir”.

Del mismo modo, la funcionaria manifestó que la empresa responsable del yacimiento “colaboró y acompañó la inspección”, al tiempo que remarcó que “la idea es continuar trabajando con el mismo mecanismo y seguir auditando el resto de las instalaciones hidrocarburíferas que tenemos en el ejido”.

“Estos procedimientos de rutina forman parte de la labor coordinada que estamos concretando junto al secretario de Ordenamiento Territorial, Bruno Hernández. Determinamos comenzar con aquellas instalaciones que mayores eventos de contingencia o de impacto ambiental nos puedan generar, pero seguramente ampliaremos el tipo de espacio que vamos a inspeccionar”, concluyó Mrla.

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Con una inversión de USD 100 millones, Geopark inicia perforación en el bloque Loma Jarillosa

La firma GeoPark anunció el inicio de las operaciones de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, ubicado en la formación Vaca Muerta de la provincia de Neuquén. 

SVaca Muerta: Geopark inicia perforación en el bloque Loma Jarillosa Estee trata de un paso decisivo en el plan de crecimiento acelerado de la compañía en Argentina y consolida su posición como uno de los nuevos operadores de referencia en la Cuenca Neuquina. 

Para llevar adelante esta campaña, GeoPark vinculó a más de 30 contratistas de distintas especialidades de servicios, a través de la suscripción de 40 acuerdos comerciales, generando un significativo impacto en la cadena de valor local y regional.

La Compañía está destinando entre USD 80 y 100 millones durante 2026 para el desarrollo del bloque, con el objetivo de escalar su producción en Argentina de alrededor de 1.500 barriles de petróleo por día hasta alrededor de 5.000 o 6.000 barriles por día hacia finales de este año, multiplicando entre 3 y 4 veces su producción actual en el país. 

El plan de mediano plazo es aún más ambicioso ya que GeoPark apunta a multiplicar por diez la producción de los bloques en los próximos tres años, alcanzando cerca de 20.000 barriles por día hacia fines de 2028.

“Vaca Muerta es uno de los yacimientos no convencionales más dinámicos del mundo y estamos construyendo aquí una posición que será central dentro del portafolio regional de GeoPark. Es el activo que está redefiniendo nuestra escala como Compañía, con el objetivo de consolidarnos como un operador relevante en la cuenca y alcanzar una plataforma de producción rentable y sostenible en el largo plazo. Cada pozo que perforamos nos acerca a ese objetivo”, desacó Ignacio Mazariegos, Country Director de la Unidad de Negocios de GeoPark en Argentina.

La Compañía ya cuenta con oficina propia en Neuquén y un equipo local de cerca de 30 empleados, que continúa creciendo para acompañar el ritmo de las operaciones. GeoPark destacó el acompañamiento de las autoridades provinciales, cuyo respaldo ha sido clave para cumplir con el exigente cronograma operativo. 

En materia de responsabilidad social empresarial, la Compañía dio un primer paso concreto con su reciente adhesión al programa de Becas Gregorio Álvarez con un aporte de USD 250 mil, reconociendo la relevancia de la educación para el desarrollo sostenible de la Provincia.

GeoPark cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2014 y en Colombia, se ha consolidado como una de las principales empresas del sector. 

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Coral Energía proyecta un “año de consolidación” con más BESS, proyectos de mayor escala y nuevos mercados

Coral Energía se prepara para un período clave de crecimiento operativo y expansión estratégica en el mercado eléctrico argentino, impulsado por proyectos renovables en ejecución, nuevos sistemas de almacenamiento y el análisis de oportunidades comerciales en distintos segmentos del sector.

La compañía prevé finalizar 2026 con 260 MW construidos dentro de su cartera contractualizada, mientras avanza con varios desarrollos simultáneos que marcarán su posicionamiento dentro del mercado eléctrico. 

“Este es un año de crecimiento y consolidación para Coral. Es la  consolidación dentro de los jugadores importantes del sector en venta de energía renovable. Y una vez finalizadas y puestas de operación todos parques, ver hacia dónde va el mercado y dónde nos posicionamos”, afirmó Marcelo Álvarez, director de Planificación y Relaciones Institucionales de Coral Energía, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Mire la entrevista completa: https://youtu.be/PJHRdiRZxmA

Actualmente, la empresa cuenta con cuatro parques ya construidos de la licitación Generfe de Santa Fe (20 MW totales) y avanza con la construcción de los proyectos adjudicados en RenMDI, a lo que se sumará el inicio de obras de dos sistemas de almacenamiento adjudicados en AlmaGBA (BESS Pilar y BESS Parque, de 50 MW cada uno en la red de Edenor a USD 11.461 por MW/mes y USD 11.979 por MW/mes, respectivamente).

En paralelo, la compañía acumula 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y proyectos en construcción y avanza en su hoja de ruta hacia 1 GW en contratos renovables firmados hacia 2030, en un contexto donde el mercado eléctrico comienza a diversificar los modelos de negocio y las oportunidades de contratación.

La estrategia contempla ampliar la participación en Argentina, ya sea mediante la licitación pública para AlmaSADI (destinada a 700 MW BESS stand-alone en distintos puntos del país), proyectos renovables conectados a redes de distribución, contratos PPAs en el Mercado a Término (MAT) o abastecimiento de nuevas demandas como minería y data centers.

“En almacenamiento hablamos de proyectos entre 100 y 200 MW, aunque podría haber más chicos”, sostuvo el  director de Planificación y Relaciones Institucionales de la compañía.

Mientras que en términos de red de distribución, el nodo pone el límite, entonces queremos parques más grandes posibles, pero siempre atendiendo las condiciones de borde de cada nodo. Tenemos muchos proyectos de entre 10 y 20 MW, y como próximo paso queremos incrementar la cantidad de proyectos de 30 – 50 MW”, reveló.

La estrategia responde a la limitada capacidad disponible en las redes de transporte de alta tensión, que daría un “gap” en donde desarrolladores buscarían alternativas dentro de la infraestructura existente, entre ellas redes de distribución.

“También habrá algún M&A (fusiones y adquisiciones) respecto de compra de parques ya desarrollados para el Mercado a Término (MAT) con prioridad de despacho”, complementó Álvarez.

Transmisión eléctrica y participación en consorcios

En paralelo a sus desarrollos de generación y almacenamiento, Coral Energía no descarta participar en proyectos de transmisión eléctrica, considerando que este año se lanzarían los pliegos para AMBA I, mientras que a finales del 2026 o durante el 2027 se daría lo propio con otras dos obras claves para el sistema:

  • LT 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins,
  • LT 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca

“Podemos ser socios de consorcio desde Coral Energía. El grupo Corven (accionista de Coral) está trabajando activamente en participar en alguno de esos proyectos”, indicó el entrevidado.

No obstante, Álvarez aclaró que desde la perspectiva de los generadores la participación económica en este tipo de obras suele ser “muy pequeña en términos económicos” y, por ese motivo, el desarrollo de nuevas infraestructuras de transmisión requeriría la articulación de distintos actores del sistema eléctrico a fin de armar consorcios con “intereses concurrentes”.

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Amazon alcanza 100 proyectos de energía renovable en España con casi 4 GW de capacidad

Amazon alcanzó 100 proyectos de energía renovable en España tras de sumar siete nuevas centrales en 2025, ubicadas en Andalucía y Aragón con una capacidad combinada de más de 130 MW cuando estén operativas.

De los 100 proyectos, 68 son parques solares y eólicos a gran escala en todo el país, en tanto que 32 son instalaciones solares en sus edificios, que totalizan 3,8 GW (equivale al consumo anual de 2,3 millones de hogares).

Con esta expansión, España se convierte en el segundo país con mayor número de inversiones renovables por parte de la compañía, solo superado por Estados Unidos, e impulsando el objetivo corporativo de alcanzar cero emisiones netas de carbono en 2040.

«Alcanzar 100 proyectos de energía renovable en España es un hito significativo que consolida a nuestro país como hogar del segundo mayor número de inversiones de Amazon en energía renovable a nivel mundial. Continuamos invirtiendo en nueva capacidad renovable para alimentar nuestras operaciones logísticas y tecnológicas con energía limpia, contribuir al desarrollo sostenible del país y beneficiar a clientes, empleados, colaboradores y comunidades locales», ha señalado Ruth Díaz, directora general de Amazon en España.

La compañía ha invertido en más de 700 proyectos de energía libre de carbono en todo el mundo con capacidad suficiente para alimentar el equivalente a más de 36 millones de hogares europeos. Una vez operativos, estos no solo ayudan a alimentar las operaciones de Amazon, sino que también aportan nuevas fuentes de energía limpia a las redes eléctricas locales.

Por lo que los nuevos proyectos localizados en Andalucía y Aragón refuerzan el mapa de inversiones estratégicas, alineándose con el crecimiento de sus centros logísticos, actividades tecnológicas e iniciativas de eficiencia energética.

Y según publicó la propia Amazon, el ritmo de desarrollo de estos proyectos prevé incrementarse en los próximos años, en línea con sus previsiones globales de sostenibilidad, a fin de minimizar la huella ambiental, avanzar hacia el consumo de energía 100% renovable en todas sus operaciones y contribuir al liderazgo global en la transición hacia una economía descarbonizada.

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La historia de Solar DQD: en 8 años pasó de EPCista emergente a ejecutar proyectos por 600 MW x año con más de 1000 empleados

En apenas ocho años, Solar DQD pasó de ser un EPCista emergente a consolidarse como uno de los principales ejecutores de proyectos solares de gran escala en Argentina, con más de 1200 MWp construidos.

A la par de este desarrollo, la firma comenzó a diversificar su modelo de negocio con proyectos de generación propia y almacenamiento energético, mientras prepara una estrategia de expansión regional hacia nuevos mercados de América Latina.

“Tenemos una capacidad operativa de 600 MW por año de construcción y estamos preparados para el solape de grandes proyectos que se vendrá una vez ya destrabado el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI)”, reconoció Alejandro Garín Odriozola, director de Operaciones de Solar DQD, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Mire la entrevista completa: https://youtu.be/8ULEZA-1FXk

Este crecimiento también se refleja en la estructura corporativa: la empresa multiplicó su plantilla de 130 a más de 1000 personas en los últimos dos años, en línea con la expansión de su actividad en el mercado renovable.

“Uno se mueve 50 km y cambian muchísimo las condiciones de qué hay, qué no hay en términos de maquinarias, en términos de know-how específico de cada provincia y el desafío está en poder dar un servicio equiparable en todo el país”, explicó el entrevistado.

En este contexto, la compañía ha logrado consolidarse como un referente en la construcción de plantas solares a gran escala. Entre sus hitos recientes se destaca la ejecución de El Quemado, el parque solar de YPF Luz, actualmente el más grande en construcción en el país con 305 MW y el primero adherido al RIGI.

El proyecto, ubicado en la provincia de Mendoza, registra un avance del 60% y cuenta con 200 MW instalados. Y en total, la obra contempla la instalación de más de 550000 paneles fotovoltaicos y 40 centros de transformación, con un plazo de ejecución total de 16 meses

Otra central relevante dentro del portfolio de la empresa es Pampa del Infierno, con 150 MWp, considerado el tercer parque fotovoltaico más grande de Argentina, en el que Solar DQD logró conectar la planta a la red en tan solo ocho meses, tras instalar más de 220000 paneles fotovoltaicos y movilizar 350 colaboradores en campo.

Además, bajo la marca DQD Energy, durante el 2025 la compañía comenzó la operación de su primer proyecto propio de generación, con una potencia de 25 MW, en la provincia del Chaco Paralelamente, la firma adquirió un desarrollo con 20 MW solares y 15 MWh de almacenamiento en Buenos Aires y obtuvo adjudicaciones en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) por 30 MW y 15 MW.

“¿Qué nos impulsó a pasar de EPCista a generador? Se dio naturalmente al volvernos tan eficientes y efectivos en la construcción de parques solares. Si bien anteriormente el costo del componente principal era bastante mayor en el CAPEX, hoy en día hay una oportunidad muy grande en ser un EPCista eficiente de ejecución propia para entrar en el negocio de la energía y tomamos esa oportunidad”, subrayó el entrevistado.

“Además, estamos en un proceso de duplicar nuestro tamaño empresa. Ese es el objetivo que tenemos planteado a nivel local en Argentina, duplicar nuestra operación”, agregó.

La estrategia de crecimiento de Solar DQD también contempla una expansión hacia nuevos mercados latinoamericanos, con el objetivo de replicar su modelo de construcción y generación renovable fuera de Argentina. 

Es por ello que la compañía ya inició su actividad internacional con proyectos en Uruguay y vislumbra oportunidades principalmente, en Paraguay, Colombia y Perú, siendo este último un país en el que observan centrales de 250 a 400 MW de potencia. 

Queremos entrar con la EPCista y la generadora renovable en la región. Queremos caer con el modelo completo”, concluyó quien también participó en uno de los paneles de debate de FES Argentina 2026.

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Chile lanza licitación de nuevas obras de transmisión necesarias y urgentes en la región del Ñuble

El Coordinador Eléctrico Nacional realizó el llamado a licitación pública internacional para la adjudicación de los derechos de ejecución y explotación de dos nuevas subestaciones de carácter urgente, de acuerdo con el Decreto Exento N°10/2026 del Ministerio de Energía.

Las obras corresponden a las subestaciones Punilla y Quinchamalí, ubicadas en la región del Ñuble, con una inversión referencial total de 28,6 millones de dólares y un plazo constructivo estimado de 48 meses.

El proceso considera visitas a terreno entre el 13 y el 17 de abril, plazo de consultas hasta el 4 de mayo, recepción de ofertas hasta el 24 de junio (16:00 horas), apertura técnica el 25 de junio y apertura económica el 17 de julio de 2026.

Además, las bases incorporan ajustes orientados a fortalecer la competencia, simplificar el proceso y reducir la carga administrativa y financiera de los proyectos. El documento y sus actualizaciones estarán disponibles en el sitio del Coordinador Eléctrico Nacional.

Estas son las primeras obras nuevas licitadas bajo el mecanismo de obras urgentes, incorporando mejoras orientadas a agilizar los procesos de licitación y la posterior construcción de ellas, en línea con el compromiso del Coordinador Eléctrico Nacional con el desarrollo oportuno de la infraestructura eléctrica.

Las subestaciones Punilla, en la comuna de San Carlos, y Quinchamalí, en Chillán, consideran una inversión referencial total de U$28,6 millones y permitirán fortalecer y mejorar la seguridad, continuidad y capacidad del sistema eléctrico, aspectos fundamentales para el desarrollo productivo regional.

Además, las obras surgieron desde el Plan Especial Ñuble, estrategia surgida a partir de un trabajo articulado entre el mundo público y privado regional, para destrabar proyectos productivos y potenciar el crecimiento de la región.

“Celebramos la licitación de las obras de transmisión asociadas a las subestaciones Punilla y Quinchamalí, que robustecerán el sistema de transmisión de las localidades. Lo cual es primordial, puesto que, efectivamente, se requiere un fortalecimiento en la calidad y continuidad del servicio para todos nuestros habitantes de la región”, señaló el subsecretario de Energía, Hugo Briones.

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ENGIE energizó su proyecto BESS Los Loros en la Región de Atacama

ENGIE Chile completó la energización de BESS Los Loros, su sistema de almacenamiento de energía ubicado en el Parque Fotovoltaico Los Loros, en la comuna de Tierra Amarilla, Región de Atacama.

Con 46 MW de potencia instalada y 230 MWh de capacidad de almacenamiento, el sistema permitirá guardar energía generada por el parque solar durante el día para inyectarla al sistema eléctrico en momentos de mayor demanda.

Tras completar su energización, la iniciativa inició el proceso previo a su entrada en operación comercial (Commercial Operation Date o COD), prevista para el segundo semestre de 2026.

“Este hito marca un paso importante en el desarrollo del almacenamiento de energía en Chile. Sistemas como BESS Los Loros permiten aprovechar mejor la energía renovable que se genera en el país y entregarla al sistema cuando más se necesita, contribuyendo a una matriz eléctrica más flexible y sostenible”, señaló Carlos Regolf, Head of Projects Renewables and Batteries de ENGIE Chile.

El sistema considera 63 contenedores de baterías de litio tipo LFP (litio-ferrofosfato), tecnología reconocida por su eficiencia y seguridad, y contempla una inversión cercana a US$ 64 millones.

BESS Los Loros se conecta a la Subestación Central Parque Solar Los Loros 110/23 kV, lo que permitirá gestionar de manera más eficiente la energía generada por el parque fotovoltaico. Gracias a su capacidad, el sistema podría suministrar energía equivalente al consumo anual de aproximadamente 40.000 hogares en Chile.

Esta iniciativa forma parte del creciente portafolio de almacenamiento que ENGIE impulsa en Chile para fortalecer la integración de energías renovables al sistema eléctrico.

Entre estas iniciativas se encuentran BESS Arica (30 MW), BESS Lile (140 MW), BESS Kallpa (57 MW de capacidad) y el proyecto híbrido PV + BESS Libélula, que combinará 151 MW de generación solar con 199 MW de almacenamiento. En términos generales, estos sistemas de almacenamiento contemplan una duración aproximada de cinco horas.

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La 8a Conferencia Arpel 2026 se realizará en Buenos Aires

La conferencia tendrá lugar del 1° al 4 de junio en el Hotel Hilton Buenos Aires bajo el lema “Juntos somos Energía”

Luego de siete ediciones bienales realizadas en Punta del Este, Lima y Cartagena de Indias, la 8a Conferencia Arpel 2026, organizada por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe tendrá lugar del 1° al 4 de junio en el Hotel Hilton Buenos Aires bajo el lema “Juntos somos Energía”.

La elección de Buenos Aires como sede responde al creciente protagonismo de la Argentina en el escenario energético regional, particularmente a partir del desarrollo de Vaca Muerta y del potencial offshore, que han consolidado al país como uno de los puntos de mayor proyección para la industria en la región.

Participación de CEOs y referentes del sector en la conferencia de Arpel

Durante cuatro jornadas, la Conferencia reunirá a CEOs, ministros y secretarios de Estado, parlamentarios, reguladores, representantes de asociaciones intergubernamentales, empresariales y profesionales, así como a ejecutivos de empresas operadoras y proveedoras, académicos, consultores, expertos técnicos y jóvenes profesionales del sector.

Carlos Garibaldi, secretario ejecutivo de Arpel, señaló que esta octava edición “se enfocará en analizar cómo fortalecer la competitividad y la sostenibilidad del sector hidrocarburos, en un contexto que exige avanzar en seguridad energética y crecimiento económico para América Latina y el Caribe”.

En la Conferencia Arpel 2026 se debatirán tanto los temas estratégicos del sector como las tendencias en Upstream, Midstream y Downstream. Entre los disertantes confirmados se destacan Horacio Marín, presidente del Directorio y CEO de YPF; Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol; Felipe Bayón, CEO de GeoPark; Javier Rielo, SVP de E&P Américas de TotalEnergies; Cecilia San Román, presidenta de ANCAP; Julio Friedmann, gerente general de ENAP, y Patrick Brunings, ministro de Petróleo, Gas y Ambiente de Surinam, además de la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien conversará sobre Geopolítica y Energía.

Agenda

  • Perspectivas geopolíticas globales y regionales sobre oferta y demanda de hidrocarburos.
  • Desarrollo del gas natural, integración regional y oportunidades vinculadas al GNL.
  • Nuevas tendencias en refinación.
  • Potencial en recursos no convencionales y aguas profundas.
  • Riesgos climáticos y de transición energética, y su impacto en la sostenibilidad y el financiamiento del sector.
  • Transformación digital, inteligencia artificial y excelencia operativa.
  • Innovación y futuro del trabajo, desde la mirada de universidades, empresas y jóvenes profesionales.

Además de los más de 20 paneles y charlas notables, la Conferencia Arpel 2026 incluirá visitas a instalaciones y actividades institucionales de la Asociación.

Para mayor información, visitar www.arpel.org o contactarse a través de infoconf@arpel.org.uy

, Redaccion EconoJournal

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Cuando un país necesita elegir el modelo que lo hace crecer

En un contexto global marcado por tensiones geopolíticas que reconfiguran rutas, mercados y cadenas de suministro, la Argentina enfrenta una decisión estratégica: definir qué modelo ferroviario acompañará su desarrollo en las próximas décadas. No es un debate técnico. Es un debate de país.

Hoy conviven dos visiones. Una propone un esquema fragmentado, inspirado en experiencias internacionales que funcionaron en contextos muy distintos al argentino. La otra, el Modelo 5F, plantea una red integrada, eficiente y federal, diseñada desde la lógica territorial y productiva del país. No se trata de confrontar, sino de comprender qué necesita la Argentina para crecer.

Los modelos importados suelen requerir condiciones que aquí no existen: redes modernas, inversiones constantes, densidad de tráfico y regulaciones robustas. Copiarlos sin su contexto puede producir resultados parciales, donde algunos corredores funcionan y otros territorios quedan desconectados. El riesgo es profundizar desigualdades que ya existen.

El modelo oficial concibe al ferrocarril como un conjunto de corredores independientes, donde cada tramo funciona como una unidad separada y donde la intermodalidad aparece como un complemento eventual. En este esquema, el camión y el tren operan en paralelo, no como partes de un mismo sistema.

La carga debe adaptarse a la infraestructura disponible y no al revés. La integración con puertos, nodos logísticos y parques industriales queda sujeta a proyectos puntuales y no a un pensamiento estructural, lo que limita la capacidad del sistema para generar eficiencia a escala. El resultado es un modelo donde cada corredor rinde según sus propias condiciones, sin una visión que articule el conjunto.

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El Modelo 5F propone lo contrario. La intermodalidad es el eje del diseño. El camión actúa como el brazo comercial “detrás de la locomotora”, operando en estaciones, terminales de transferencia y centros logísticos; ese aporte le permite al ferrocarril ganar alcance, volumen y escala, mientras que los puertos y nodos logísticos funcionan como articuladores del sistema. No hay competencia entre modos, sino complementariedad.

Los parques industriales se conectan a la red, los nodos logísticos consolidan y distribuyen carga, y la hidrovía y los puertos se integran como parte de la misma cadena. La eficiencia no depende de un tramo, sino de la red completa. La intermodalidad deja de ser un accesorio y se convierte en la estructura que sostiene la productividad.

El Modelo 5F no es una idea importada. Es una propuesta diseñada desde la realidad argentina, con sus distancias, sus economías regionales y su necesidad urgente de reducir costos logísticos. Su lógica se basa en mallas integradas, trenes mixtos, responsabilidad total del operador, contratos de largo plazo y una visión federal que entiende al territorio como un sistema. En este enfoque, un ramal secundario no es un gasto: es un alimentador de volumen que sostiene la eficiencia general.

El federalismo no se declama, se diseña. Un modelo ferroviario es federal cuando no abandona ramales, no concentra la logística en la zona núcleo y no obliga a las provincias a competir por conectividad. Es federal cuando integra, cuando multiplica oportunidades y cuando convierte al tren en una herramienta de desarrollo y no en un privilegio geográfico.

La discusión ferroviaria no debería ser un campo de batalla. Debería ser un espacio de planificación. El país necesita un modelo que baje costos, integre territorios, potencie exportaciones, genere empleo y ordene el futuro. El 5F es una de las pocas propuestas que piensa en décadas, no en ciclos de gestión. Que piensa en redes, no en parches. Que piensa en productividad, no en subsidios.

La Argentina tiene una oportunidad histórica. Elegir el modelo correcto no es un gesto político. Es un acto de responsabilidad.

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La inversión que necesita Vaca Muerta y el desafío que todavía no se resuelve

Vaca Muerta está frente a una oportunidad histórica. La cuenca tiene recursos, tecnología, empresas comprometidas y una demanda internacional que crece.

Pero también enfrenta un desafío estructural: para sostener el ritmo de producción y competir en los mercados globales, necesita entre 20.000 y 25.000 millones de dólares por año. Ese es el volumen de inversión que permite perforar más, evacuar más, procesar más y, sobre todo, exportar más.

La buena noticia es que los proyectos existen. Las empresas tienen ingeniería avanzada, acuerdos preliminares y socios internacionales trabajando. El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF junto a compañías globales, avanza en su diseño y en su estructura comercial. El proyecto Vaca Muerta Sur, que ampliará la capacidad de transporte y habilitará una terminal de exportación en Río Negro, sigue en construcción con la participación de YPF, PAE, Vista, Pampa, Pluspetrol, Shell y Chevron.

Pero para que estos proyectos alcancen su escala plena, necesitan un marco regulatorio que acompañe su complejidad. En el caso del GNL, se requiere una adecuación específica que contemple la realidad del gas húmedo de Vaca Muerta. En el caso de la expansión futura del sistema de transporte, las operadoras necesitan previsibilidad fiscal y cambiaria para comprometer nuevos volúmenes de producción.

Mientras tanto, la cadena de valor vive en un compás de espera. Las pymes proveedoras necesitan horizonte para planificar compras y tomar personal. Los contratistas requieren certezas para renovar flotas o ampliar talleres. Las provincias productoras observan el calendario con atención: cada mes sin nuevas inversiones es un mes sin regalías adicionales, sin empleo nuevo y sin actividad ampliada.

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Argentina tiene una oportunidad concreta de consolidarse como proveedor energético regional y global. Pero para que esa oportunidad se materialice, hace falta que el marco regulatorio termine de alinearse con la escala de los proyectos en marcha. No se trata de confrontar ni de señalar errores: se trata de acompañar un proceso que ya está en movimiento, y que puede transformar la matriz productiva del país.

El mundo avanza rápido. Los mercados se reconfiguran. Los competidores no esperan. Vaca Muerta tiene todo para entrar en su fase de expansión más ambiciosa. Lo que falta es terminar de construir las condiciones que permitan que la inversión fluya con la velocidad que el contexto internacional exige.

La oportunidad está ahí, intacta.
El desafío es convertirla en realidad.

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Lula propone que Petrobras ayude a Pemex en aguas profundas: qué riesgo y qué oportunidad abre para Argentina

Brasil y México avanzan en una posible alianza energética que puede reordenar el mapa regional del petróleo.

Lula propuso que Petrobras aporte su experiencia en aguas profundas para desarrollar campos offshore mexicanos, en un esquema que combina tecnología, financiamiento y presencia geopolítica. La iniciativa está en fase de análisis, pero ya instala un nuevo eje energético latinoamericano con fuerte peso bilateral.

Petrobras llega a esta mesa con una ventaja clara. Domina la explotación en aguas profundas y ultraprofundas, opera en el presal y maneja costos competitivos en proyectos complejos. Pemex, en cambio, enfrenta declino productivo, limitaciones financieras y escasa experiencia en offshore profundo. La complementariedad es evidente y explica por qué la propuesta avanza con respaldo político de ambos gobiernos.

Para Argentina, el primer impacto es de desplazamiento relativo. La construcción de un eje México–Brasil en hidrocarburos refuerza el liderazgo tecnológico brasileño y consolida a México como socio preferente. En este contexto, la posición argentina queda más asociada a su potencial en Vaca Muerta que a capacidades exportables de tecnología o servicios en aguas profundas. La región empieza a organizarse alrededor de capacidades concretas, no de discursos.

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Sin embargo, el escenario no es solo de riesgo. También abre oportunidades indirectas si Argentina decide jugar de manera estratégica. Una mayor estabilidad productiva en México y un Brasil fortalecido pueden generar demanda adicional de equipos, servicios y soluciones de la cadena de valor argentina. Proveedores metalmecánicos, de ingeniería y de servicios especializados podrían insertarse en proyectos vinculados, siempre que exista política activa de integración y promoción comercial.

El riesgo central es quedar como actor periférico en la arquitectura energética regional, observando cómo otros definen estándares, contratos y flujos de inversión.

La oportunidad, en cambio, está en usar Vaca Muerta, la capacidad de servicios y la experiencia en desarrollo no convencional como credenciales para sentarse en la mesa. Si Argentina articula una agenda de integración energética inteligente, la jugada Lula–Sheinbaum puede convertirse en un punto de partida para una inserción más sofisticada, y no en una señal de aislamiento creciente.

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El nuevo posicionamiento energético de Argentina en el tablero internacional

El discurso de Javier Milei en Budapest dejó una lectura que va más allá de la coyuntura económica.

El Presidente aprovechó el escenario para instalar una idea que su gobierno viene insinuando en distintos foros: que Argentina puede ocupar un lugar distinto en el mapa global si logra presentarse como proveedor de energía en un momento en que las potencias buscan diversificar riesgos. No fue un planteo técnico ni un anuncio puntual. Fue un gesto político hacia afuera.

Milei habló de reservas, de potencial exportador y de la posibilidad de convertirse en un socio confiable para países que hoy revisan sus dependencias energéticas. Lo hizo en un contexto donde la guerra en Medio Oriente volvió a tensionar los precios del petróleo y donde Europa, en particular, mira con atención cualquier alternativa que le permita reducir vulnerabilidades. Ese clima internacional le da al Presidente un marco para posicionar a la Argentina como un actor que puede ofrecer algo que otros necesitan.

El movimiento tiene varias capas. Por un lado, busca reabrir conversaciones con gobiernos y empresas que ven en Vaca Muerta, el litio del NOA y los proyectos de GNL una oportunidad concreta. Por otro, intenta mostrar que el país puede volver a tener un rol internacional relevante si ordena su frente interno y sostiene reglas claras. La energía aparece como un puente posible para reconstruir vínculos que en los últimos años quedaron debilitados o se limitaron a gestos protocolares.

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Pero el discurso también deja planteado un desafío. Convertir esa narrativa en una estrategia real exige decisiones que todavía están en proceso: infraestructura que acompañe, logística que conecte, marcos regulatorios que den previsibilidad y acuerdos de largo plazo que permitan transformar potencial en exportaciones sostenidas. El interés internacional existe, pero la capacidad de responder depende de cómo evolucione la agenda interna.

La intervención de Milei en Budapest no define una política exterior, pero sí marca una intención. El Gobierno quiere que la energía sea una carta de presentación del país en un mundo que atraviesa una transición compleja.

La oportunidad está, aunque no es automática. El desafío será demostrar que Argentina puede sostener el rol que propone en los escenarios internacionales y que no se trata solo de un mensaje para la tribuna global, sino de una apuesta concreta a un nuevo posicionamiento.

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GeoPark inicia su primera campaña en Vaca Muerta y proyecta 6.000 barriles diarios en 2026

GeoPark inició su primera campaña de perforación en Vaca Muerta dentro del bloque Loma Jarillosa Este, ubicado en la provincia de Neuquén.

La compañía ejecuta dos pozos horizontales en esta etapa inicial y prevé invertir entre 80 y 100 millones de dólares durante 2026 para avanzar en su plan de desarrollo.

La empresa estima alcanzar una producción de entre 5.000 y 6.000 barriles diarios hacia fines de 2026, en línea con su estrategia de crecimiento en el segmento de shale oil. El plan contempla una segunda fase de expansión que podría llevar la producción a 20.000 barriles por día en 2028, sujeto al desempeño operativo y a la disponibilidad de infraestructura de transporte.

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GeoPark ya integró a más de 30 empresas proveedoras y firmó 40 acuerdos comerciales para servicios asociados a la campaña, incluyendo perforación, completación, logística y soporte técnico.

La compañía abrió una oficina en Neuquén capital y conformó un equipo local de 30 personas, con planes de ampliación a medida que avance el desarrollo del bloque.

El proyecto se suma al incremento general de actividad en la cuenca y se articula con la evolución de los sistemas de evacuación, en particular con el avance del proyecto Vaca Muerta Sur. La empresa prevé ajustar su ritmo de perforación y completación en función de la capacidad disponible para transportar nuevos volúmenes de crudo hacia los centros de almacenamiento y exportación.

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El talento que falta en minería y energía abre nuevas oportunidades laborales

La expansión simultánea de la minería y la energía en la Argentina elevó la demanda de perfiles técnicos y ejecutivos.

El crecimiento de los proyectos de litio, cobre, petróleo y gas exige profesionales capaces de gestionar operaciones complejas y entornos remotos. Además, las empresas requieren dominio del inglés, habilidades sociales y experiencia en criterios ESG. Según un estudio regional, el 12% de los ejecutivos latinoamericanos ya tiene parte de su compensación vinculada a indicadores ambientales, sociales y de gobernanza .

En paralelo, la inversión minera proyectada para 2026 alcanzaría los USD 7.510 millones, impulsada por el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones. Este salto del 441% respecto de 2025 incrementa la demanda de talento especializado en ingeniería, geología, operaciones, logística y seguridad .

Sin embargo, la oferta local sigue siendo limitada. La Argentina cuenta con 310 proyectos mineros, pero solo 26 están en producción, lo que reduce la experiencia disponible en operaciones de gran escala.

Las empresas aplican estrategias diversas para cubrir vacantes. Por una parte, fortalecen la formación interna y la movilidad regional. Por otra, avanzan en la repatriación de profesionales argentinos y en la incorporación de perfiles provenientes de industrias con alta complejidad operativa.

Además, crece la oferta académica orientada al sector, con programas diseñados junto a cámaras empresarias para alinear la formación con las necesidades reales de la industria .

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El mercado laboral también muestra señales positivas. La intención de emigrar entre ejecutivos argentinos cayó 41% en el último año, lo que amplía la disponibilidad de talento dispuesto a asumir desafíos locales.

A la vez, provincias como Salta desarrollan plataformas específicas para conectar empresas y trabajadores, con más de 20.000 postulantes registrados y 60 compañías activas en la búsqueda de perfiles técnicos y operativos .

Las oportunidades se concentran en ingeniería, mantenimiento, perforación, relaciones comunitarias, ambiente, supply chain y gestión de proyectos. Los salarios del sector minero se ubican entre los más altos de la economía, con remuneraciones que alcanzan los $10 millones en posiciones de supervisión y jefatura, según relevamientos del mercado laboral .

En este contexto, la disponibilidad de talento será un factor crítico para sostener el ritmo de inversiones. La articulación entre empresas, provincias y organismos de formación permitirá ampliar la base de profesionales y consolidar un mercado laboral capaz de acompañar el crecimiento productivo del país. La oportunidad está abierta y el desarrollo de capacidades locales será determinante para capturarla.

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Jujuy activa un programa para formar talento local y vincular estudiantes con la industria minera

Jujuy lanzó el programa Potencial Jujeño para integrar a estudiantes de ingeniería y geociencias en proyectos mineros activos.

La iniciativa articula a JEMSE con la Universidad Nacional de Jujuy para desarrollar prácticas profesionales en entornos reales de operación. Además, el programa busca fortalecer la formación técnica en áreas críticas para el desarrollo del litio y los minerales estratégicos.

El esquema permitirá que alumnos de Ingeniería de Minas y Ciencias Geológicas realicen prácticas supervisadas en yacimientos y plantas de proceso. A la vez, las empresas podrán incorporar perfiles jóvenes con formación actualizada y orientación hacia operaciones de campo. La provincia concentra proyectos de litio en producción y expansión, lo que incrementa la demanda de talento especializado.

En paralelo, Jujuy impulsa acuerdos con cámaras empresarias para asegurar que los nuevos puestos sean ocupados por profesionales locales. Por otra parte, se proyecta ampliar el programa a carreras vinculadas a ambiente, seguridad industrial y logística, áreas que acompañan la operación minera moderna. La Secretaría de Minería provincial destacó que la formación técnica es un componente central para sostener el crecimiento del sector.

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El Ministerio de Educación de la Nación respalda el esquema mediante el marco de prácticas formativas en entornos laborales. Este instrumento permite que los estudiantes accedan a experiencias profesionales reguladas y con supervisión académica. La provincia considera que la experiencia temprana en campo mejora la empleabilidad y acelera la inserción laboral en sectores con alta demanda.

La articulación entre Estado, universidad y empresas fortalece la base de talento local y mejora la competitividad provincial. En este contexto, la formación temprana se convierte en un activo estratégico para acompañar inversiones, ampliar capacidades y consolidar una cadena de valor minera con mayor participación jujeña.

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Paolo Rocca destacó en CERAWeek 2026 que la fragmentación global abre una oportunidad para la energía argentina

El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, afirmó en CERAWeek 2026 que la creciente fragmentación geopolítica y la vulnerabilidad de las cadenas globales de suministro están redefiniendo el mapa energético mundial.

En ese escenario, sostuvo que la Argentina tiene la posibilidad de posicionarse como un proveedor confiable de petróleo y gas si logra consolidar condiciones estables y una estrategia de largo plazo.

Rocca explicó que el sistema global dejó atrás el paradigma de la eficiencia absoluta para avanzar hacia uno donde la seguridad del suministro es prioritaria. Señaló que las tensiones en rutas críticas —como el Canal de Panamá, el Canal de Suez y el Estrecho de Ormuz— obligan a las empresas a diversificar orígenes, duplicar infraestructura y reducir la dependencia de un solo país o región.

En ese contexto, destacó que la Argentina cuenta con recursos energéticos competitivos, especialmente en Vaca Muerta, que pueden integrarse a nuevas cadenas de suministro más regionalizadas. Subrayó que el potencial productivo del shale argentino puede convertirse en una alternativa sólida para mercados que buscan proveedores estables y cercanos, siempre que el país avance en infraestructura y previsibilidad regulatoria.

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Rocca también remarcó el impacto de la Inteligencia Artificial en la productividad del sector. Indicó que, en yacimientos no convencionales, la recuperación actual del 5% al 6% podría elevarse al 7% mediante herramientas de IA aplicadas a completaciones, simulación y optimización operativa, lo que fortalecería la competitividad de las cuencas productivas.

Para el ejecutivo, la Argentina tiene una oportunidad concreta de ganar protagonismo en el reordenamiento energético global si logra articular una visión productiva que combine estabilidad, infraestructura y desarrollo tecnológico. En un mundo que prioriza la seguridad del suministro, afirmó, los territorios capaces de ofrecer confiabilidad y escala pueden capturar inversiones estratégicas y consolidar nuevas rutas energéticas.

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La UTN Santa Cruz participó del Congreso Latinoamericano de Ingeniería y Ciencias Aplicadas con trabajos orientados a la producción energética

La UTN Facultad Regional Santa Cruz (FRSC) participó del Congreso Latinoamericano de Ingeniería y Ciencias Aplicadas (CLICAP 2026), uno de los encuentros académicos más relevantes de la región para la transferencia tecnológica y la investigación aplicada.

La presencia institucional estuvo encabezada por el investigador Dr. Germán Tomas, quien presentó avances vinculados a procesos críticos de la industria energética.

El equipo expuso desarrollos del Laboratorio de Ingeniería del Petróleo y sus Derivados, orientados a resolver problemas operativos frecuentes en la producción de hidrocarburos. Entre los trabajos destacados se incluyeron estudios sobre biodegradación de compuestos del petróleo, análisis de formación y comportamiento de parafinas en sistemas de transporte, y evaluaciones aplicadas a la Cuenca Austral, una de las áreas productivas clave de Santa Cruz.

Los proyectos presentados se enfocan en mejorar la eficiencia operativa, reducir costos asociados a fallas en superficie y optimizar el desempeño de instalaciones sometidas a condiciones extremas. Estas líneas de investigación se alinean con la demanda creciente de soluciones tecnológicas para yacimientos maduros y operaciones de alto impacto productivo.

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La participación de la UTN Santa Cruz en el CLICAP refuerza su rol como institución técnica de referencia en el sur del país, con capacidad para generar conocimiento aplicable a la industria y formar profesionales especializados en ingeniería y ciencias aplicadas.

El congreso, organizado por la Universidad Nacional de Cuyo, reunió a investigadores de toda la región y permitió consolidar vínculos académicos y productivos orientados a la innovación.

Para la provincia, la presencia de la UTN en espacios de este nivel aporta valor estratégico: impulsa la formación técnica, fortalece la investigación aplicada y contribuye a desarrollar soluciones que mejoran la competitividad de la actividad energética en Santa Cruz.

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Chevron pide cambios en la ley de hidrocarburos de Venezuela para garantizar inversiones bajo estándares internacionales

Chevron volvió a plantear la necesidad de modificar la Ley de Hidrocarburos de Venezuela para garantizar condiciones que permitan escalar inversiones en el país.

El pedido fue formulado por el director ejecutivo Mike Wirth durante su intervención en CERAWeek, el foro energético global organizado por S&P Global en Houston, donde la compañía expuso los avances y los límites del actual marco regulatorio venezolano.

La petrolera estadounidense opera en Venezuela bajo licencias del Departamento del Tesoro de EE.UU., que exigen que los contratos se ajusten a legislación estadounidense y contemplen arbitraje internacional para la resolución de disputas. Sin embargo, la normativa venezolana vigente no incorpora estos mecanismos, lo que genera un vacío legal que desalienta inversiones de largo plazo.

Wirth señaló que, si bien la reforma petrolera aprobada por la Asamblea Nacional en enero otorgó mayor autonomía operativa a las empresas mixtas y habilitó la venta directa de crudo, el texto mantiene zonas grises en materia fiscal y contractual. La ley permite reducciones de regalías y beneficios impositivos “a discreción” del Ministerio de Hidrocarburos, sin un esquema específico por tipo de proyecto. Para Chevron, esa discrecionalidad introduce incertidumbre jurídica en un sector que requiere inversiones intensivas y previsibilidad.

La compañía también remarcó la necesidad de que la legislación venezolana refleje las condiciones de las licencias OFAC, que obligan a incluir mecanismos de resolución de disputas en tribunales internacionales y cláusulas de cumplimiento bajo estándares estadounidenses.

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Las empresas mixtas donde PDVSA mantiene mayoría accionaria vienen insistiendo en este punto, ya que la falta de alineación entre ambos marcos normativos limita la capacidad de financiamiento y la expansión de proyectos.

Chevron es actualmente el socio extranjero más relevante de PDVSA, con una producción cercana a 250.000 barriles diarios, equivalente a una cuarta parte del total nacional. La compañía sostiene que podría aumentar ese volumen si existiera un marco legal más claro, estable y compatible con las exigencias regulatorias de Estados Unidos.

En un contexto donde Venezuela busca atraer capital para reconstruir su industria petrolera tras años de caída estructural, la discusión sobre la ley de hidrocarburos se vuelve central. La administración de Delcy Rodríguez, sin embargo, se ha mostrado reticente a abrir una nueva reforma, pese a que el reglamento fiscal prometido en enero aún no fue publicado.

La señal de Chevron es clara: sin seguridad jurídica, arbitraje internacional y reglas fiscales específicas, la recuperación del sector seguirá limitada. Para Venezuela, el desafío es equilibrar el control estatal con condiciones que permitan el ingreso de capital y tecnología en un momento crítico para su industria energética.

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Daniel González: «Hay que buscar más compañías internacionales para que el desarrollo no se detenga»

Daniel González durante su exposición en Houston: «Tenemos operadores locales muy buenos, pero tienen muchas cosas en marcha; el capital es la mayor restricción».

HOUSTON. -El viceministro de Economía, Daniel González, resaltó este martes al participar del CERAWeek 2026 en Houston, que el crecimiento experimentado hasta el momento por las petroleras nacionales resultó clave para el desarrollo de Vaca Muerta, pero consideró que el nivel de inversión requerido para la fase exportadora masiva excede las posibilidades actuales del mercado doméstico.

Ante un auditorio de ejecutivos globales en el mayor evento de la industria del Oil & Gas, González expresó que «Las petroleras locales ya tienen mucho en su plato («they have a lot on their plate»). Hay que buscar más compañías internacionales para que el desarrollo no se detenga. El esfuerzo que hicieron hasta ahora es extraordinario, pero para pasar a las ligas mayores necesitamos que los grandes jugadores del exterior traigan su espalda financiera y sus equipos de última generación a la Argentina».

«Tenemos un recurso increíble en Vaca Muerta que hoy está absolutamente listo para ser desarrollado, con un ecosistema increíble de empresas, operadores, compañías de servicios, provincias y gobierno federal», resaltó al explicar un esquema en el que «la seguridad energética y la asequibilidad son definitivamente una prioridad«.

González, en el desarrollo de esa idea también agregó: «Lo que tenemos para ofrecer en términos de un recurso económico, eficiente y competitivo, y muy lejos de zonas de potencial conflicto, lo que tiene muchísimo valor. Eso ya era así desde la invasión rusa a Ucrania, pero aún más en el último mes» con los acontecimientos bélicos en Medio Oriente.

El costo del financiamiento para el desarrollo

En cuanto a la limitación en la capacidad de despliegue de las operadoras domésticas es el argumento central del Ministerio de Economía para defender la vigencia del regimen de promoción. «El capital es la mayor restricción para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta» en la etapa actual, admitió el funcionario, debido a que el costo de financiamiento para el país, aunque en descenso, permanece en niveles elevados.

El funcionario nacional destacó el impacto del RIGI ante inversores globales en el CERAWeek y proyectó que se sumarán entre 15 y 20 nuevos proyectos estratégicos antes del cierre del programa.

Sobre el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para desembolsos de capital intensivo, manifestó que la recepción del sector privado superó las expectativas iniciales. En ese sentido, señaló que «el programa ya tiene 48 proyectos presentados, pero la meta del equipo económico es tener 15 o 20 más antes de que termine, lo que consolidaría una cartera de proyectos que ya no tienen marcha atrás».

Respecto a las limitaciones que impone la infraestructura de transporte para evacuar la producción de hidrocarburos, González analizó los desafíos logísticos que enfrenta la Argentina. Sobre este punto, el secretario explicó que la prioridad es que los privados lideren la construcción de nuevos ductos y puntualizó que «la infraestructura debe acompañar el ritmo de las perforaciones para evitar que los cuellos de botella se conviertan en un techo para el ingreso de divisas genuinas«.

«Desde el punto de vista regulatorio, no percibo que tengamos desafíos significativos. No veo que tengamos restricciones relevantes, como sí teníamos muchas en el pasado -por ejemplo, restricciones cambiarias- que ya no existen. Creo que es una cuestión de tiempo, que es el mejor recurso que tenemos para reconstruir esa confianza», afirmó en otro tramo.

Una industria con incentivos para invertir

En esa línea, reconoció que el país tiene «una economía con impuestos bastante altos en general, y esa es una de las prioridades del Presidente (Javier Milei) intentar reducirlos gradualmente. La forma en que se abordó eso en esta industria es incorporando el desarrollo del upstream dentro del programa de incentivos», de lo cual hay dos proyectos presentados.

«Cuando se consideran los incentivos compensan buena parte de la mayor carga impositiva que tiene la economía en general en Argentina«, afirmó Gonzálex al enumerar que el RIGI «ofrece beneficios fiscales bastante significativos, incluyendo una tasa reducida de impuesto a las ganancias, sin IVA sobre el capex, sin aranceles a las importaciones, sin derechos de exportación. Y la característica que más valoran los inversores es que brinda 30 años de estabilidad regulatoria y fiscal», afirmó.

Al referirse a la nueva dinámica de la industria, González afirmó que la actual política va mas allá de los incentivios: «Lo otro que hemos estado haciendo es desregular todo, dejar de intervenir. Ya no intervenimos en los mercados de petróleo, estamos desregulando los mercados de gas y electricidad. Una desregulación muy amplia de todos los mercados energéticos».

En el foro energético más importante del mundo, González ratificó el rumbo de la desregulación en la Argentina y señaló que recuperar la confianza de los mercados es el principal desafío de la gestión.

En relación con el sector minero, el secretario vinculó el potencial del cobre y el litio con el éxito del régimen de incentivos. «Hay muchas oportunidades en minerales críticos. Somos el productor de litio de más rápido crecimiento y vamos a convertirnos pronto en el mayor productor de litio», anticipó el viceministro de la cartera económica.

«La oportunidad en cobre en Argentina -agregó- también es absolutamente enorme. Solo con los proyectos que se han presentado al RIGI vamos a estar produciendo entre un millón y medio y dos millones de toneladas de cobre por año en los próximos cinco a siete años«.

Sobre el financiamiento de las obras de infraestructura, González reiteró que el modelo de inversión pública quedó atrás, especialmente en el segmento de transporte. «Hay una enorme oportunidad en el midstream. El midstream de petróleo como negocio no existe en Argentina. Son los operadores los que básicamente destinan parte de su capital a tender oleoductos y construir plantas, algo que a largo plazo no tiene sentido», señaló al insistir con la llegada de nuevos jugadores.

Respecto a la exploración de nuevos yacimientos, el secretario aclaró que el foco de la industria se movió hacia la puesta en valor de los recursos ya descubiertos. «Hoy se trata mucho más de desarrollo que de exploración. Hay otros plays no convencionales en etapas más incipientes, y las compañías que tienen derechos allí van a realizar la exploración necesaria, pero el foco está más en el desarrollo y en lograr casos exitosos», explicó.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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CERAWeek 2026: El CEO de Shell anticipó que evalúan inversiones de gas natural en Venezuela

El CEO de Shell, Wael Sawan, en CERAWeek.

La petrolera Shell podría tomar decisiones finales de inversión (FID) en proyectos de gas natural en Venezuela con miras a exportar GNL. El anticipo corrió por cuenta del CEO de la empresa, Wael Sawan, en el marco de su intervención en CERAWeek 2026, la principal conferencia de energía del mundo.

Las inversiones que Shell evalúa estarían vinculadas al proyecto Dragón, un campo de gas offshore que sería necesario desarrollar para revitalizar las exportaciones de gas natural licuado desde la terminal de licuefacción en Trinidad y Tobago.

«Estamos viendo en dónde agregar valor en Venezuela y su gente. Diría que inicialmente apuntamos más al gas y particularmente gas que puede ser monetizado a través del GNL, aunque también seguimos buscando oportunidades en líquidos», dijo el CEO de Shell.

Shell confirmaría inversiones en gas natural en Venezuela durante 2026

Wael Sawan destacó que la empresa está en una mejor posición para realizar primero inversiones en gas natural antes que en petróleo en Venezuela y anticipó que podría confirmarlas durante 2026.

“En el sector del gas, hablamos de un horizonte más cercano: dos o tres años. Incluso podríamos estar en condiciones de tomar decisiones finales de inversión sobre uno o dos proyectos antes de que termine este año, si contamos con los marcos fiscales y regulatorios adecuados”, comentó el CEO de Shell.

El gobierno interno de Delcy Rodriguez en Venezuela presentó a fin de enero una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada por la Asamblea Nacional– que abre el sector petrolero a mayor participación privada y extranjera, rompiendo el monopolio exclusivo de PDVSA y permitiendo contratos más flexibles e incentivos fiscales para inversiones. El proyecto había sido demandado por la administración de Donald Trump en los Estados Unidos.

«Creo que nadie discutiría la inmensidad de los recursos en Venezuela«, dijo Sawan. «La clave ahora será poder implementar planes técnicos sólidos en el país y, lo que es más importante, que Venezuela continúe con el progreso que está logrando en materia fiscal y en los marcos legales«, agregó Sawan.

«Me alienta lo que vemos, pero aún nos queda un largo camino por recorrer para extraer esas moléculas», finalizó.

Shell y el proyecto Dragón

Trinidad y Tobago necesita el proyecto Dragón de gas offshore para revitalizar sus exportaciones de GNL.

Antes de la intervención militar estadounidense para capturar y remover a Nicolás Maduro del poder, Venezuela había autorizado a Trinidad y Tobago a reanudar el trabajo en el proyecto Dragón de gas natural offshore, en el que también participa Shell.

Trinidad y Tobago necesita el suministro de gas de este proyecto localizado en aguas venezolanas para garantizar su capacidad de exportación de GNL, la segunda más grande en el continente americano luego de los EE.UU. y por delante de Perú.

En el proyecto Dragón participan National Gas Company (NGC) de Trinidad y Tobago y Shell. En paralelo, junto con la petrolera BP conforman Atlantic LNG, empresa propietaria de la planta de licuefacción y exportación de GNL en Trinidad y Tobago.

La planta tiene cuatro trenes de licuefacción con una capacidad instalada de producción y exportación de 15,8 millones de toneladas de GNL por año.

, Nicolás Deza

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Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, en el CERAWeek 2026 «Tenemos que hacer infraestructura para exportar más gas a Brasil»

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol: «tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil«.

HOUSTON. -El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, consideró en el CERAWeek 2026 que el desarrollo del shale oil en Vaca Muerta está necesariamente vinculado al desarrollo de la exportación del gas natural asociado. «Ya estamos exportando a Chile, pero tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil«, aseguró el referente de la petrolera del Grupo Techint.

Markous repasó la actualidad y proyectos de la empresa en un panel sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica. Tecpetrol es la tercera productora de gas natural en la Argentina, con una producción diaria de casi 18 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). Además, está avanzando en la ventana de petróleo en Vaca Muerta, con una inversión de US$ 2500 millones en el proyecto Los Toldos II Este.

La empresa tiene en claro que el desarrollo del potencial en petróleo crudo en la formación neuquina está vinculado con el tratamiento y monetización del gas natural asociado. «Hay que tener en claro que Vaca Muerta es más gas natural que petróleo», sintetizó Markous.

Tecpetrol: proyectos de gasoductos al Brasil

El CEO de Tecpetrol remarcó que Brasil es un mercado a desarrollar y que están activamente trabajando a través de TGN (Transportadora Gas del Norte) en proyectos de gasoductos, al ser el desarrollo del gas natural una condición necesaria para respaldar el crecimiento de producción de petróleo.

«A nivel regional ya estamos exportando a Chile, pero tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil. La combinación de los países vecinos y el GNL nos da una gran oportunidad», dijo Markous.

«El petróleo tiene gas asociado. Necesitamos encontrar un mercado para poder producir ese petróleo. Para nosotros tiene que haber enormes oportunidades para hacer infraestructura. Nosotros estamos en TGN, estamos en el gasoducto Norte, que es el que conecta con Brasil y estamos iniciando proyectos para expandir nuestros gasoductos para enviar más gas a Brasil«, añadió.

No es una tarea facil porque Petrobras se mostró hasta ahora poco predispuesta a evaluar una potencial integración con la Argentina en materia de gas natural. Sin el endorsement de la petrolera estatal brasileña el desarrollo de nuevos gasoductos al Brasil está limitado, aportaron fuentes en la industria conocedoras de las conversaciones a EconoJournal.

Ventana de petróleo y RIGI

Markous participó con pares de la industria en una conversación sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica en CERAWeek.

Tecpetrol logró consolidarse como productora de gas natural referente en Vaca Muerta a partir del desarrollo de Fortín de Piedra. La empresa ahora busca replicar ese éxito, pero en la ventana de petróleo, con el proyecto Los Toldos II Este, con el que espera sumar una producción de 70.000 barriles por día hacia el 2027. Por ese motivo, es que la empresa también ingresó como accionista en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para incrementar la evacuación y exportación de crudo hacia el Atlántico.

«El Vaca Muerta Sur fue financiado entre todas las partes, en una combinación de apoyo de compañías locales. Nosotros como compañía estamos invirtiendo 2500 millones de dólares y estamos emitiendo bonos para financiar eso. Hasta ahora han sido compañías privadas y bancos privados los que emiten bonos», explicó el CEO de Tecpetrol.

También repasó ante la audiencia presente los beneficios fiscales que otorga el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). «Como estamos eliminando barreras para acelerar la inversión en Argentina, el RIGI se implementó. Creo que fue bueno y ya hay inversiones que se están haciendo bajo el RIGI«, dijo Markous. «Debería ser el régimen normal en los próximos tres años», acotó.

El contexto del petróleo en Latinoamérica

«Hay que tener en claro que Vaca Muerta es más gas natural que petróleo», dijo Markous.

Markous expuso la visión de Tecpetrol en una conversación con pares de la industria y representantes de gobiernos sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica, moderada por el vicepresidente sénior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P, Carlos Pascual.

El subsecretario de Estado para Asuntos Económicos, Energéticos y Empresariales del Departamento de Estado de los Estados Unidos, Caleb Orr, destacó el crecimiento del comercio intraregional.

Por caso, México se transformó desde 2023 en el principal destino de las exportaciones estadounidenses, por encima de Canadá y China, siendo la energía un componente de las mismas. «México es el principal comprador de gas natural de EE.UU. Con eso se fabrican muchos bienes que luego se exportan de vuelta a EE.UU.», puntualizó Orr.

A su turno, el director de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) del Brasil, Pietro Mendes, también destacó el aporte de su país en el suministro energético internacional. «Brasil es muy importante para la estabilidad del mundo cuando consideramos la energía. Estamos produciendo casi 4 millones de barriles por día«, dijo.

«Tenemos estabilidad regulatoria y respetamos los contratos. Tenemos empresas de todo el mundo invirtiendo allí, incluyendo el sector eléctrico, petróleo y gas. Creemos que las inversiones de Estados Unidos son muy buenas para nuestro país, pero también creemos que necesitamos recibir inversiones de cualquier empresa que quiera invertir en Brasil, porque esa diversidad es muy importante para nuestra seguridad energética y para nuestra sociedad», evaluó el funcionario del gobierno de Lula da Silva.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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CFE de México presentó un plan de 58 obras de transmisión y prepara nuevas licitaciones

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) presentó su portafolio de 58 proyectos de transmisión y transformación para 2026-2027, una estrategia que busca fortalecer la Red Nacional de Transmisión (RNT) mediante una mayor participación del sector privado.

El portafolio contempla 49 paquetes de concurso que agrupan 58 proyectos, los cuales se  traducen en 387 obras, incluyendo 138 líneas de transmisión y 249 subestaciones eléctricas, que serán licitadas entre 2026 y el primer semestre de 2027.

Los proyectos forman parte del Plan de Expansión 2025-2030 y abarcarán 2702,9 kilómetros de líneas y permitirán sumar más de 10500 MVA de capacidad de transformación, a fin de robustecer el sistema y atender la creciente demanda energética del país.

Una parte relevante del portafolio será financiada a través de CFE Fibra E, esquema mediante el cual se desarrollarán 44 proyectos agrupados en 35 paquetes de concurso, que totalizan 1288,8 km de extensión y 6555 MVA de capacidad de transmisión.

Los restantes 14 proyectos (misma cantidad de paquete de concurso) se ejecutarán bajo el modelo de Obra Pública Financiada (OPF), y añadirán 1414,1 km de redes por 3975 MVA. 

Tan solo en marzo de 2026, ya se encuentran en proceso cinco proyectos en concurso con una  inversión superior a 1,048 millones de pesos, mientras que en los siguientes meses se prevé licitar 14 adicionales por más de 6,700 millones de pesos, a través de financiamiento Fibra E.

Posteriormente, bajo esa misma modalidad, el plan contempla dos bloques adicionales de licitación. El Bloque 1, programado para el segundo semestre de 2026, incluye 15 proyectos en 9 paquetes de concurso, que suman 102 obras, entre ellas 32 líneas de transmisión y 70 subestaciones, con una capacidad aproximada de 2,800 MVA.

Mientras que el Bloque 2, previsto para el primer semestre de 2027, agrupa 10 proyectos en 7 paquetes de concurso, con 131 obras, 78 líneas de transporte eléctrico y 53 subestaciones, aportando alrededor de 2,830 MVA adicionales al sistema.

A ello se debe añadir que, también entre 2026 y el 1er semestre 2027 pero mediante OPF, se llevarán adelante las licitaciones para las 14 obras de infraestructura que prevén inversiones cercanas a los 32125 millones de pesos mexicanos, con plazos que van desde 365 a 585 días, según la complejidad del proyecto.

Desde la Secretaría de Energía, el Subsecretario de Planeación y Transición Energética, Jorge Marcial Islas Samperio, subrayó que el sector energético será el responsable de más del 50%  del Plan de Inversiones de Infraestructura para el Desarrollo con Bienestar, con un papel clave  para la CFE.

Durante la presentación también se dio a conocer el funcionamiento del micrositio de  contrataciones, una plataforma diseñada para garantizar procesos abiertos, competitivos y  transparentes en cada etapa de los concursos, con detalles a continuación.

mexico plan transmisión

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Combustibles: el gobierno evalúa flexibilizar especificaciones técnicas para aumentar el corte de bioetanol

El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía.

La Secretaría de Energía avanzaría en los próximos días con una serie de resoluciones que apuntan a flexibilizar las especificaciones técnicas de los combustibles líquidos con el objetivo de habilitar una mayor mezcla de biocombustibles en naftas y gasoil, según revelaron a EconoJournal fuentes al tanto de los cambios.

La medida busca aliviar la presión sobre los precios en el surtidor en un contexto de fuerte suba del petróleo por la guerra en Medio Oriente y disminuir también la necesidad de importaciones en un mercado que sigue tensionado por la demanda estacional.

La iniciativa contempla modificar transitoriamente los parámetros de calidad de las naftas —en particular, la cantidad de partes por millón de oxigeno por cada litro de nafta— para permitir que las petroleras puedan incrementar el porcentaje de bioetanol en las mezclas.

La Ley 27.640 establece que el corte obligatorio de bioetanol en naftas puede alcanzar hasta el 12%, con posibilidad de elevarse al 15% bajo determinadas condiciones. En la práctica el nivel de mezcla se mantiene en torno al 12% debido a restricciones técnicas vinculadas a las especificaciones de calidad del combustible.

“La idea es flexibilizar el límite de oxígeno para que las refinadoras puedan, de manera voluntaria, aumentar el porcentaje de bioetanol hasta el máximo permitido”, explicó una fuente con conocimiento de la medida.

El incentivo es claro: con los precios actuales del crudo, el bioetanol resulta más competitivo que la nafta fósil, lo que permitiría reducir el costo de producción de combustibles.

El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía. Empresas como YPF, Raízen o Trafigura podrían optar por una mayor incorporación de biocombustibles en función de su conveniencia económica.

Gasoil: mayor margen para subir el biodiesel

El Gobierno también analiza medidas para incrementar el corte de biodiesel en gasoil. La normativa vigente fija un porcentaje obligatorio del 7,5%, aunque habilita incrementos discrecionales hasta niveles cercanos al 20%.

Hasta ahora, el bajo nivel efectivo de mezcla respondió a razones económicas: el biodiesel —producido mayormente a partir de aceite de soja— resultaba más caro que el gasoil importado.

Sin embargo, el escenario cambió con la suba del precio internacional del petróleo. Argentina importa alrededor de 500.000 metros cúbicos anuales de gasoil para cubrir picos de demanda, especialmente en el sector agropecuario y el transporte.

Con valores del barril en torno a los US$ 100, el costo del gasoil importado de alta calidad se ubica cerca de US$ 1.100 por metro cúbico. En contraste, el biodiesel de soja producido localmente se acerca a los US$ 1.000 por metro cúbico —e incluso podría ubicarse por debajo—, lo que reconfigura la ecuación económica.

En ese contexto, Energía busca habilitar un mayor uso de biodiesel para sustituir importaciones y reducir el costo del abastecimiento interno.

Las resoluciones se publicarían en los próximos días y marcarían un cambio relevante en la política de biocombustibles, al priorizar criterios de costo y abastecimiento por sobre restricciones técnicas que, hasta ahora, limitaban el uso pleno de los cupos previstos por la normativa.

, Redaccion EconoJournal

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Petrobras y Pemex producirán en las aguas del Golfo de México

El presidente de Brasil, Lula da Silva, analiza establecer una alianza de producción de petróleo y gas entre Petrobras y Pemex en las aguas del Golfo de México.
Pemex carga con el peso de una deuda que se aceleró a partir de 2014 luego de la reforma energética de 2013, creciendo el endeudamiento a más de U$S 100.000 millones en 2018, y alcanzando su pico en 2020. Hoy, la deuda financiera de US$ 85.000 millones, y miles de millones más adeudados a sus proveedores, la apremiada Pemex no tiene los recursos para invertir en exploración y producción en aguas profundas de alto costo para reemplazar la producción agotada en aguas someras.

La experiencia de Petrobras en aguas profundas lo convierte en un socio ideal para explorar en el golfo, esperando la petrolera mejicana producir 1,8 millones de barriles de petróleo por día (Mb/d) para 2030, frente a alrededor de 1,6Mb/d en 2025 y muy por debajo de los 3,4Mb/d que alcanzó en 2004.
La reforma de las leyes energéticas de Sheinbaum en 2025 no ha logrado hasta ahora atraer a grandes compañías petroleras internacionales para asociarse con la empresa.
Petrobras es una de las petroleras estatales de más rápido crecimiento, impulsada principalmente por los descubrimientos del presal en alta mar en Brasil. En 2025, su producción de petróleo aumentó un 11% hasta 2,4Mb/d.

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POWEROAD destaca que la red española se acerca a sus límites y apuesta por el almacenamiento

La rápida expansión de las energías renovables y el aumento de la demanda eléctrica comienzan a ejercer presión sobre la infraestructura del sistema eléctrico español. En este escenario, el almacenamiento energético se posiciona  como una herramienta clave para aportar flexibilidad a la red y facilitar la integración de generación limpia.

España atraviesa una fuerte expansión de capacidad renovable. Solo en 2025 el país incorporó alrededor de 11 GW de nueva potencia renovable, mientras que la demanda eléctrica aumentó cerca de un 2,8%, impulsada por la electrificación de distintos sectores de la economía.

Este crecimiento simultáneo de generación renovable y consumo eléctrico genera nuevos desafíos operativos para el sistema, donde la variabilidad de tecnologías como la solar y la eólica requiere mayores niveles de flexibilidad, un rol que el almacenamiento energético comienza a asumir cada vez con mayor protagonismo.

En algunos lugares la red está alcanzando sus límites de capacidad, lo que dificulta acomodar nuevas demandas de alta potencia como las estaciones de carga rápida”, destacó la compañía, aludiendo a que la transición energética genera nuevas presiones sobre las redes eléctricas en varios mercados.

En la infraestructura de carga rápida, el almacenamiento energético puede ayudar a aliviar las limitaciones de capacidad de la red, mejorar el acceso a la red y aumentar la flexibilidad general del sistema”, explicó la empresa.

El despliegue del almacenamiento energético se acelera a nivel mundial, con aplicaciones que van desde el autoconsumo industrial hasta sistemas de gran escala conectados a la red.

De acuerdo con Wood Mackenzie, globalmente, la capacidad instalada de almacenamiento energético se sitúa actualmente en torno a 270 GW. Este total incluye principalmente centrales hidroeléctricas de bombeo y, en menor medida, baterías electroquímicas y otras tecnologías.

En 2025 se añadieron alrededor de 106 GW en el mundo, un aumento de aproximadamente 43 % interanual, lo que refleja la rápida expansión del sector.

Incluso el interés por estas soluciones también se refleja en la evolución del mercado español, siendo que el storage alcanzó los 3427 MW instalados, de los cuales 3331 MW son de bombeo y 96 MW en baterías. 

De hecho, en el período de las últimas tres semanas se tramitaron más de 570 MW de BESS. A su vez, este dinamismo se inscribe en una tendencia más amplia: las solicitudes de acceso a la red para proyectos de almacenamiento ya alcanzan los 37,37 GW.

Experiencia global, tecnología y estrategia de crecimiento

POWEROAD ha acumulado experiencia en distintos mercados a través de proyectos desarrollados en múltiples aplicaciones energéticas.

Hemos entregado más de 800 proyectos de almacenamiento energético en más de 70 países y regiones, cubriendo aplicaciones residenciales, comerciales e industriales, así como sistemas a escala de servicios públicos”, indicó la empresa.

En el mercado europeo, y particularmente en España, la compañía trabaja en diferentes modelos de implementación. Entre ellos se incluyen proyectos vinculados al autoconsumo comercial e industrial, la optimización de costes energéticos, sistemas solares combinados con almacenamiento y participación en mercados eléctricos.

La hibridación fotovoltaica y BESS se perfila como uno de los desarrollos más relevantes del sector energético español. Esta configuración permite almacenar excedentes de generación renovable, optimizar la operación de las plantas y aportar servicios de flexibilidad al sistema eléctrico.

Nuestros proyectos se centran en el autoconsumo comercial e industrial, sistemas solares combinados con almacenamiento y la participación en mercados eléctricos o programas de respuesta a la demanda”, señaló la empresa.

Las capacidades de estos sistemas varían según la aplicación, dado que los proyectos pueden abarcar desde cientos de kWh hasta decenas de MWh, tanto en sistemas BESS para el sector industrial como en soluciones en contenedores destinadas a aplicaciones de mayor escala

Desde el punto de vista tecnológico, la empresa ha desarrollado varias plataformas de almacenamiento energético diseñadas para distintos escenarios de aplicación, entre ellas el sistema FLEX-261 AIO con refrigeración líquida, el sistema en contenedor CENTRIC-L 3344 y el sistema FLEX-241 con refrigeración por aire.

Estas soluciones integran sistemas de baterías, gestión térmica y plataformas de gestión energética, lo que facilita su despliegue en diversos entornos y aplicaciones.

Mientras que los servicios de POWEROAD abarcan desde la fase inicial de diseño hasta la operación del sistema, incluyendo análisis de rentabilidad, puesta en marcha, conexión a red y mantenimiento.

La experiencia internacional de POWEROAD también incluye proyectos desarrollados en entornos extremos. Uno de los casos más destacados se encuentra en el campo base del Everest, a una altitud de aproximadamente 5200 metros, donde un sistema de baterías respalda el autoconsumo solar en una zona remota con suministro eléctrico limitado.

La compañía también ha desplegado soluciones en condiciones árticas. En Suecia, por ejemplo, uno de sus sistemas de almacenamiento opera a temperaturas de –30°C, proporcionando servicios de regulación de frecuencia.

Otros proyectos incluyen una microred de 1 MW / 2,15 MWh en una mina en Guyana, ubicada en un entorno de selva tropical con niveles de humedad cercanos al 100%, así como un sistema PV + ESS en Sudáfrica instalado en una zona costera expuesta a altos niveles de salinidad.

De cara a los próximos tres a cinco años seguiremos centrados en la innovación tecnológica, la expansión global y el desarrollo de sistemas de almacenamiento seguros y fiables”, indicó la empresa.

Al mismo tiempo, la compañía busca ampliar el papel del almacenamiento en nuevos escenarios energéticos, incluyendo la integración de renovables, las microredes y la infraestructura de carga para vehículos eléctricos.

La sostenibilidad también forma parte de la estrategia de la empresa. Varios de sus productos obtuvieron certificaciones ESG de Bureau Veritas en 2025, en reconocimiento a sus prácticas en materia ambiental, social y de gobernanza.

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Paolo Rocca en el CERAWeek 2026: “Necesitamos expandir nuestra capacidad para asegurar una cadena de suministro sólida”

“A largo plazo, considero que existen oportunidades, particularmente en la producción de petróleo y energía en Argentina», dijo Rocca.

HOUSTON. -Luego de las críticas reiteradas que ha venido recibiendo por parte del presidente Javier Milei, la palabra de Paolo Rocca era esperada con gran expectativa. Sin embargo, el presidente y CEO del Grupo Techint evitó confrontar y concentró su discurso en el CERAWeek 2026 en un análisis del conflictivo escenario internacional. “Necesitamos expandir nuestra capacidad para asegurar una cadena de suministro sólida”, aseguró el ejecutivo, dejando en claro que la creciente fragmentación global obliga a redefinir las estrategias empresarias. Además, analizó el impacto creciente de la inteligencia artificial en la producción.  

Luego de que Tenaris, subsidiaria de Techint, perdiera frente a la empresa india Welspun la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy, desde el grupo se dejó trascender que habían ofrecido igualar la oferta, pero su propuesta no fue considerada. Muchos analistas coincidieron en que el gobierno debería haber intervenido a favor de Techint para beneficio de la red de proveedores locales y la mano de obra nacional. El gobierno leyó que el grupo estaba fogoneando esas críticas y reaccionó con furia contra el empresario tratándolo de «prebendario». Incluso Milei lo bautizó como “Don Chatarrín”, de modo despectivo.

El foco en la reconfiguración del escenario internacional

Rocca podría haber elegido la conferencia energética más importante del mundo para responderle a Milei – compartió panel junto al presidente de Google Cloud, Matt Renner, y al director ejecutivo adjunto de Repsol, Luis Cabra-, pero decidió ignorarlo y llevar adelante un análisis estratégico de cómo se está reconfigurando el mundo en medio de la disputa comercial entre Estados Unidos y China y la guerra en Medio Oriente.

El mandamás del Grupo Techint sostuvo que los aranceles que impuso el gobierno de Donald Trump el año pasado afectaron la cadena de suministro de la industria energética. “El inicio del programa de aranceles en el primer semestre cambió la orientación general de la estrategia de descarbonización. Ese cambio ha sido relevante y está afectando los planes empresarios”, detalló.

Rocca compartió panel junto al presidente de Google Cloud, Matt Renner, y al director ejecutivo adjunto de Repsol, Luis Cabra, bajo la moderación de Atul Arya, vicepresidente senior y estratega jefe de energía de S&P Global.

“También hay una pérdida de relevancia de las organizaciones globales. Para nosotros era importante la relación comercial entre Canadá, México y Estados Unidos, pero ahora está sujeta a potenciales negociaciones y al mismo tiempo interrumpida por los aranceles, lo que genera incertidumbre y suma presión sobre las estrategias empresariales. Al mismo tiempo, el conflicto en Medio Oriente, que escaló desde junio, añadió nuevos factores de inestabilidad. Según remarcó, “no es fácil establecer una estrategia sólida ante este escenario”.

En ese contexto conflictivo y volátil, reivindicó la inversión en el sector energético argentino como parte de una estrategia destinada a posicionarse en áreas donde existe una perspectiva de largo plazo. “A largo plazo, considero que existen oportunidades, particularmente en la producción de petróleo y energía en Argentina. Es allí donde estamos centrando nuestra atención e invirtiendo»

“Necesitamos expandir nuestra capacidad para asegurar una cadena de suministro sólida y autonomía de producción para el sector energético. Esto implica a veces duplicar capacidades e intensificar las inversiones”, remarcó.

El auge de la inteligencia artificial

Al referirse al impacto de la inteligencia artificial, Rocca remarcó que el grupo Techint la aplica en optimización de procesos, transformación de la productividad y capacitación interna. “En la petrolera, trabajamos con shale. Actualmente extraemos quizás un 5% o 6% de los recursos reales de la formación debido al fracking y cómo se gestiona, y ya eso es valioso. Pero, si aplicamos inteligencia artificial, ¿sería posible pasar del 5% al 7% de las reservas? Eso es enorme y cambia completamente el valor”, describió Rocca.

Las empresas en EE.UU. ya están desarrollando esto. Hay enormes volúmenes de datos que permiten entender mejor cómo extraer valor”, insistió. Luego dijo que “estamos pasando de usar la IA como fuente de información a que tome decisiones directamente (incluso en la nube, gestionando procesos como una refinería). El mundo va en esa dirección, pero todavía estamos en etapas iniciales. Hay proyectos pequeños, pero no resultados concluyentes aún. Hay mucha experimentación”, remarcó.

Rocca expuso ante un auditorio lleno.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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Patrick Pouyanné, CEO de TotalEnergies: “Putin decidió por nosotros que el gas ruso ya no era una opción»

“No tenemos energía. El Mar del Norte está en declive. Perdimos el gas ruso y lo perdimos por mucho tiempo», dijo Pouyanné.

HOUSTON. -La guerra en Medio Oriente está afectando el suministro de una quinta parte del GNL mundial. Si bien Europa no depende mucho de este suministro, la suba en los precios reactivó la discusión sobre el gas de Rusia. Sin embargo, el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, reflexionó que el gas ruso dejó de ser una opción durante una intervención en CERAWeek 2026, el principal evento energético del mundo.

TotalEnergies, la compañía francesa que en la Argentina es la principal operadora privada de gas natural y el tercer player mundial en el comercio de gas natural licuado, con más de 40 millones de toneladas de GNL vendidas por año. Precisamente, Pouyanné este lunes también selló un acuerdo con el gobierno de los Estados Unidos para reorientar sus inversiones en energía eólica offshore al petróleo, gas natural y/o GNL estadounidenses.

Pouyanné: el gas de Rusia dejó de ser una alternativa

El GNL proveniente de EE.UU. se transformó en el suministro clave para ir reemplazando el gas de Rusia tras la invasión y guerra en Ucrania. En cambio, los buques proveniente del Golfo Pérsico representan un 10% de las importaciones de GNL en la Unión Europea, aunque países como Italia o Bélgica tienen una particular dependencia de este suministro.

A pesar de esa menor dependencia del GNL del Golfo Pérsico, el escenario de una renovada competencia con Asia por los cargamentos de GNL en el mercado spot inquieta a algunos gobiernos europeos, justo cuando está comenzando a regir una regulación europea que prohibirá todas las importaciones de gas ruso a partir de 2027.

Patrick Pouyanné, CEO de TotalEnergies, dialoga con Daniel Yergin, presidente de CERAWeek.

Frente a algunos planteos que piden flexibilizar esa decisión, el CEO de TotalEnergies fue enfático en que el gas ruso dejó de ser una opción a partir de la guerra iniciada por el presidente Vladimir Putin en 2022. “Putin decidió por nosotros que el gas ruso ya no era una opción«, dijo Pouyanné.

De todas formas, el colapso del tránsito por Ormuz afecta a Europa en otros suministros energéticos. “En el Sudeste Asiático hay mucha preocupación. Europa también observa muy de cerca: por ejemplo, Francia importa el 50% de su diésel”, graficó el CEO de TotalEnergies.

En lo estructural, Pouyanné reconoció que Europa atraviesa por un escenario de inseguridad energética. “No tenemos energía. El Mar del Norte está en declive. Perdimos el gas ruso y lo perdimos por mucho tiempo», dijo.

TotalEnergies invertirá más en hidrocarburos en EE.UU.

El CEO de TotalEnergies y el secretario de Interior de los EE.UU., Doug Burgum.

El Departamento de Interior de los EE.UU. y TotalEnergies anunciaron este lunes un acuerdo para que la compañía desinvierta en concesiones de energía eólica offshore y reoriente esas inversiones hacia producción de hidrocarburos en EE.UU.

TotalEnergies se ha comprometido a invertir aproximadamente US$ 1000 millones (lo que representa el valor de sus concesiones de energía eólica marina a las que renunció) en la producción de petróleo, gas natural y/o GNL en EE.UU. Una vez que esa inversión se materialice, el gobierno federal reembolsará a la compañía francesa la totalidad del importe que pagó por la compra de dichas concesiones.

“Este acuerdo representa un nuevo triunfo para el compromiso del presidente Trump con la energía asequible y confiable para todos los estadounidenses”, declaró el secretario del Interior, Doug Burgum.

La energía eólica marina es uno de los sistemas más costosos, inestables, perjudiciales para el medio ambiente y dependientes de subsidios que se hayan impuesto a los consumidores y contribuyentes estadounidenses. Celebramos el compromiso de TotalEnergies de desarrollar proyectos que generen energía confiable y asequible para reducir las facturas mensuales de los estadounidenses», añadió el funcionario estadounidense.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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MEGSA-CAMMESA: 29,9 MMm3/día para la 1Q de abril. PPP U$S 3,19 en GBA

El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 30/03/2026 al 12/04/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 36 ofertas por un volumen total de 29,9 millones de metros cúbicos díarios a Precios Promedio Ponderados de U$S 2,40 por millón de BTU en el PIST, y U$S 3,19 puesto en el Gran Buenos Aires.

Los PPP fueron de U$S 2,18 desde Neuquén; U$S 2,42 desde Santa Cruz; U$S 2,44 desde Tierra del Fuego; U$S 2,45 desde NorOeste; y de U$S 2,48 desde Chubut.

Desde Neuquén se realizaron ofertas por 11,9 MMm3/día; Desde Tierra del Fuego por 8,9 MMm3/día; desde Chubut se ofrecieron 4,9 MMm3/día, Desde Santa Cruz 3,5 MMm3/día, y desde la cuenca Noroeste 1,6 millones de metros cúbicos día.

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Trump anunció una tregua de cinco días en la guerra e hizo bajar el crudo, pero Irán desmiente que haya negociaciones

Irán atacó la semana pasada una refinería en Kuwait.

Luego de haberle dado a Irán un ultimátum de 48 horas para que libere el estrecho de Ormuz, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, sorprendió este lunes por la mañana al anunciar una supuesta tregua de cinco días acordada con el régimen teocrático chiita. Desde Irán desmintieron la información.

«No se han celebrado negociaciones con Estados Unidos, y se utilizan noticias falsas para manipular los mercados financieros y petroleros y escapar de la compleja situación en el que están atrapados Estados Unidos e Israel», sostuvo en su cuenta de X el presidente del parlamento en Teherán, Mohamad Bager Qalibaf, señalado como uno de los negociadores.

El anuncio del presidente estadounidense tuvo un impacto moderado en el precio del Brent, el crudo de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, que abrió la jornada en US$ 112 por barril. Luego cayó a US$ 98 por barril y en las horas siguientes se mantuvo en torno a ese valor.

Trump anunció una tregua de cinco días con Irán

El posteo de Trump en la mañana del lunes en Truth Social

El presidente informó una tregua de cinco días a través de un posteo en Truth Social. «Me complace informar que Estados Unidos y Irán han mantenido, durante los últimos dos días, conversaciones muy positivas y productivas sobre la resolución total de nuestras hostilidades en Oriente Medio», posteó.

Trump añadió que, en función del «tono y la naturaleza de estas conversaciones profundas, detalladas y constructivas, que continuarán a lo largo de la semana», ha ordenado al Departamento de Defensa posponer todos los ataques militares contra las centrales eléctricas y la infraestructura energética iraníes durante un período de cinco días.

Turquía, Egipto y Pakistán estuvieron pasando mensajes entre EE.UU. e Irán durante los últimos dos días, publicó el medio Axios. Según la versión estadounidense, funcionarios senior de los tres países mantuvieron charlas con el enviado especial de la Casa Blanca, Steve Witkoff, y el ministro de Relaciones Exteriores de Irán, Abbas Araghchi.

No obstante, en Irán respondieron que tales comunicaciones no existieron. “Las declaraciones del presidente de Estados Unidos se producen dentro del marco de esfuerzos por reducir los precios de la energía y ganar tiempo para poner en marcha sus planes militares”, ha señalado su Ministerio de Asuntos Exteriores, según la agencia Mehr. 

La agencia de noticias Fars, vinculada con la Guardia Revolucionaria Islámica (GRI), citó «una fuente iraní» que dijo que «no hay ninguna conexión directa ni indirecta con Trump, y él dio marcha atrás tras escuchar que nuestros objetivos serían todas las centrales eléctricas de Asia Occidental».

Más tarde fue el propio presidente del parlamento en Teherán, Mohamad Bager Qalibaf, señalado como uno de los negociadores, el encargado de desmentir la versión de Trump.

Promesa de bombardeo contra infraestructura eléctrica en Irán

Trump había amenazado el sábado por la noche a Irán con atentar contra sus centrales eléctricas si la república islámica no libera la circulación por el estrecho de Ormuz en las siguientes 48 horas.

«Si Irán no abre completamente, sin amenazas, el estrecho de Ormuz en un plazo de 48 horas a partir de este preciso momento, Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas, ¡comenzando por la más grande!», había advertido el mandatario en una publicación de su red social Truth.

El estrecho de Ormuz, ubicado entre Irán y Omán, es uno de los puntos más críticos del planeta para el comercio energético. Por allí circula el 20% del petróleo que se consume en el mundo, unos 20 millones de barriles diarios de petróleo crudo y productos derivados.

Es el principal canal de exportación para Arabia Saudita, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y el propio Irán. En su punto más angosto tiene unos 33 kilómetros de ancho. Los carriles de navegación son de apenas 2 o 3 kilómetros por sentido, lo que lo convierte en checkpoint de fácil control.

, Nicolás Deza

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Vaca Muerta: GeoPark inicia la perforación en Loma Jarillosa para alcanzar 20.000 barriles diarios en 2028

La petrolera colombiana GeoPark dio inicio formal a sus operaciones de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, situado en la formación no convencional de Vaca Muerta. Se trata de la primera campaña intensiva en la formación, lo que marca un hito en su estrategia de expansión dentro de la Argentina.

La empresa proyecta una inversión que oscila entre los u$s80 y u$s100 millones durante el transcurso de 2026. Este capital se destina íntegramente al desarrollo de infraestructura y pozos en la Cuenca Neuquina, con el firme propósito de escalar la capacidad operativa de la firma en el corto plazo.

En términos de volumen, la meta establecida por GeoPark para el cierre de este año busca elevar la producción actual de 1.500 barriles de petróleo diarios a un rango de entre 5.000 y 6.000 barriles, lo que significaría cuadruplicar su actividad en suelo nacional.

El plan estratégico a mediano plazo contempla una proyección de crecimiento sostenido hasta el año 2028. Para ese entonces, GeoPark aspira a alcanzar una plataforma de producción de 20.000 barriles por día, consolidando su rol como operador en el sector local.

Desarrollo en la Cuenca Neuquina

La puesta en marcha de esta campaña requirió la articulación con más de 30 empresas contratistas especializadas en diversos servicios petroleros. Mediante la firma de 40 acuerdos comerciales, la operadora busca traccionar la cadena de valor local y fortalecer el ecosistema industrial de la provincia.

Ignacio Mazariegos, director de la unidad de negocios de la firma en la Argentina, destacó que «Vaca Muerta es un activo central que está redefiniendo nuestra escala como compañía». El ejecutivo subrayó que cada pozo perforado contribuye a construir una posición rentable y competitiva dentro del portafolio latinoamericano de la empresa.

Para respaldar este ritmo operativo, la compañía estableció una oficina propia en la ciudad de Neuquén y conformó un equipo técnico de 30 profesionales. Según informaron desde la operadora, la plantilla se encuentra en proceso de ampliación para cubrir las demandas técnicas de los próximos meses.

En el ámbito del compromiso social, la firma concretó su adhesión al programa de becas provinciales con un aporte inicial. Esta acción se enmarca en su política de sostenibilidad, orientada a vincular el desarrollo de los recursos naturales con el fortalecimiento educativo de las comunidades donde opera.

, Ignacio Ortiz

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El CEO de Chevron, Mike Wirth, reafirmó su interés por Vaca Muerta: “Con Milei estamos viendo avances reales”

«Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo», aseguró Wirth sobre Vaca Muerta.

HOUSTON. -El CEO de Chevron, Mike Wirth, elogió las reformas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei para impulsar la inversión y reafirmó siguen apostando por el desarrollo de Vaca Muerta.  “La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción, pero con el presidente Milei esos obstáculos se están abordando de manera sistemática y estamos viendo avances reales”, remarcó en la apertura del CeraWeek, la conferencia energética más importante del mundo.

Wirth formuló esa declaración en una entrevista pautada con el presidente de CeraWeek, Daniel Yergin, es uno de los analistas de energía más influyentes del mundo. Yergin le preguntó por Vaca Muerta porque Wirth quería enviar un mensaje, no fue una declaración casual que formuló en un pasillo de la conferencia ante la pregunta de un periodista.

Wirth reafirmó su interés por Vaca Muerta

En un momento de su exposición, Wirth aseguró que “en Argentina reestructuramos todos nuestros activos shale en una única organización operativa, lo que nos permite mover tecnología, mejores prácticas, personas y experiencia más rápidamente entre distintas cuencas. Estamos aplicando tecnologías como químicos avanzados para mejorar la recuperación, que ya probamos en Permian, y las estamos trasladando a otras áreas. Estamos viendo buenos resultados iniciales. Todo indica que seguiremos mejorando costos, eficiencia y productividad en todo el portafolio”.

–Mencionaste Argentina y Vaca Muerta. ¿Cómo la ves? –le preguntó entonces Yergin.

–La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción. Bajo el presidente Milei, esos obstáculos se están abordando de manera sistemática, y estamos viendo avances reales.

–La “invertibilidad” de Argentina está mejorando.

–Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo.

Chevron explota Loma Campana con YPF, lleva invertidos unos 14.000 millones en Vaca Muerta desde 2013 a la fecha. pero en los últimos años redujo su nivel de inversión. Lo que dijo el CEO da a entender que ahora van a volver a acelerar

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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Al Jaber, CEO de Adnoc en el CERAWeek 2026: «Convertir al Estrecho de Ormuz en un arma es terrorismo económico»

El Sultan Ahmed Al Jaber participó por Zoom en el CERAWeek 2026.

HOUSTON. -El CEO de ADNOC y ministro de Industrias de los Emiratos Árabes Unidos, Sultan Al Jaber, denunció en el CERAWeek 2026 el uso del Estrecho de Ormuz como herramienta de presión geopolítica. El directivo calificó la situación actual como un conflicto «errático, injustificado y completamente no provocado» que puso a prueba la resiliencia de la infraestructura energética global, y advirtió que la solución a la volatilidad de mercado «no es un problema de oferta. Es un problema de seguridad«.

Durante su intervención en el evento realizado en Houston, Estados Unidos, Al Jaber advirtió que la presión sobre esta vía navegable, por la que circula casi una quinta parte del petróleo y gas del mundo, disparó el precio del crudo un 50% en solo tres semanas. «Gran parte del oxígeno de la economía global pasa por una sola garganta«, graficó el ejecutivo para explicar la vulnerabilidad del sistema ante intentos de bloqueo.

Con una postura firme frente a la inestabilidad en la región, el titular de la petrolera emiratí aseguró que la crisis no respondió a una falta de recursos, sino a una amenaza directa a la libre circulación. «Convertir al Estrecho de Ormuz en un arma no es un acto de agresión contra un solo país. Es terrorismo económico contra todos los países«, sentenció.

Y en esa misma línea expresó que «ningún país debería poder tomar Ormuz como rehén. Ni ahora ni nunca. Y aunque valoramos los esfuerzos por estabilizar los mercados y reducir los precios, seamos claros: este no es un problema de oferta. Es un problema de seguridad«.

Adnoc, es socia de YPF y de la italiana ENI en el proyecto Argentina LNG, por el cual se busca convertir a Vaca Muerta en un nuevo polo exportador de gas. El proyecto que demandará una inversión estimada en US$30.000 millones prevé la producción de unas 12 millones de toneladas a través de dos buques licuefactores que se instalarán frente a las costas de Río Negro, no antes de 2029.

«Ningún país debería poder tomar Ormuz como rehén», aseguró el Sultan Ahmed Al Jaber.

La guerra y la inflación global

Al Jaber remarcó que «el impacto de esta crisis golpeó con mayor dureza a los sectores más vulnerables al elevar los costos de vida de forma acelerada«. Para el ejecutivo, la estabilidad de los mercados energéticos fue la base de la economía mundial: «La seguridad energética no es solo un eslogan: es la diferencia entre tener luz o no tenerla».

Respecto a la operación de ADNOC, el CEO destacó que la compañía aplicó medidas extraordinarias para garantizar el suministro a pesar de los ataques recibidos. «Recibimos golpes que ninguna empresa civil debería tener que enfrentar«, señaló, subrayando que la resiliencia de la firma se basó en inversiones previas y no en reacciones improvisadas.

El discurso también sirvió para ratificar el modelo de «progreso pragmático» que impulsaron los Emiratos Árabes Unidos, el cual, según Al Jaber, estuvo basado en el realismo y no en la ideología. Este enfoque permitió a la nación consolidar una red de alianzas estratégicas para fortalecer la seguridad del sector a escala internacional.

«Estas últimas semanas nos han recordado lo fundamental. La estabilidad en los mercados energéticos sostiene la estabilidad en todos los mercados. La seguridad energética no es solo un eslogan: es la diferencia entre tener luz o no tenerla. Y se basa en una verdad simple: las arterias críticas del mundo deben permanecer abiertas», asevero el sultán en uno de los tramos principales de su presentación.

La alianza con Occidente

En relación a su presencia en Occidente, Al Jaber destacó que las relaciones con sus socios siguen creciendo. «A través de ADNOC, XRG y Masdar, ya hemos invertido más de US$85.000 millones en activos energéticos en Estados Unidos, apoyando generación eléctrica, químicos avanzados y empleo en 19 estados», reseñó.

«Estados Unidos ofrece una combinación única de abundancia de recursos y estabilidad para la inversión. Estamos explorando activamente oportunidades a lo largo de toda la cadena de valor energética y queremos expandir nuestras inversiones en infraestructura crítica: desde almacenamiento hasta licuefacción y plantas de regasificación», agregó reafirmando la alianza estratégica.

Asimismo, hizo hincapié en que la tecnología y la inteligencia artificial funcionaron como el «multiplicador de fuerza» que define la nueva era energética. Al Jaber explicó que la integración de estos sistemas resultó fundamental para construir una red global capaz de resistir la volatilidad y promover la prosperidad sobre la inestabilidad.

Hacia el final de su intervención, el directivo trazó una línea divisoria a leer como resultado del conflicto armado. «Podemos elegir ser arquitectos de estabilidad o espectadores de la volatilidad», afirmó ante la audiencia de líderes industriales, convocando a una sesión de trabajo colectiva para el próximo encuentro de ADIPEC en noviembre.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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Chris Wright, secretario de Energía de EE.UU.: “El conflicto con Irán terminará en las próximas semanas»

El secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright.

HOUSTON. -El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, aseguró que la guerra con Irán será corta y que la disrupción en el suministro de energía finalizará pronto. A pesar del fuerte alza en los precios del petróleo no se está llegando a una situación de destrucción de demanda, según lo expresado por el funcionario estadounidense en la apertura de CERAWeek, la principal conferencia energética del mundo.

El funcionario de la administración de Donald Trump buscó trasmitir un mensaje de tranquilidad en cuánto al impacto que la disrupción del comercio energético por el estrecho de Ormuz tendrá sobre la economía real y los mercados bursátiles.

La clave central en el conflicto es la duración del virtual cierre de Ormuz. Wright garantizó que la guerra finalizará pronto. “El conflicto con Irán terminará en las próximas semanas», dijo el funcionario.

El secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, junto a Daniel Yergin en la apertura de CERAWeek 2026 en Houston.

Wright: shock energético de corto plazo

El colapso del comercio por el estrecho de Ormuz afectó la salida de unos 20 millones de barriles de petróleo crudo y productos derivados por día. La Agencia Internacional de Energía (IEA) reportó que a raíz del conflicto países productores del Golfo Pérsico recortaron 10 millones de barriles por día de producción de petróleo.

El secretario de Energía minimizó el impacto de la guerra sobre el suministro de hidrocarburos, afirmando que «el mundo está bien abastecido de petróleo”. “Esto es un shock energético de corto plazo, no de largo plazo», añadió.

La principal preocupación en los mercados es que la prolongación del conflicto conduzca a una destrucción en la demanda y consecuentemente a una recesión económica global. Nuevamente, Wright buscó minimizar la noción de una falta estructural severa de suministro energético. “El aumento de precios es en gran parte un ‘fear premium’ del mercado”, minimizó.

La intervención militar en Venezuela

El secretario de Energía también defendió la estrategia detrás de la intervención militar de los EE.UU. en Venezuela, que terminó con la captura del presidente Nicolás Maduro y el comienzo de una apertura hacia elecciones libres y el potencial regreso de petroleras internacionales al país sudamericano.

«Durante años hubo sanciones sobre el petróleo venezolano. Lo que hicimos fue hacerlas cumplir efectivamente, como un verdadero bloqueo, y eso cambió la capacidad de presión de Estados Unidos para empujar a Venezuela hacia un mejor comportamiento», analizó Wright.

Venezuela aprobó una reforma a la ley de hidrocarburos solicitada por el gobierno de EE.UU. «Nuestra interacción con el gobierno interino ha sido constructiva», dijo el funcionario.

«No es todavía una democracia plena, pero está mucho mejor que hace tres meses. Mucho mejor», añadió.

EE.UU.: política energética e inteligencia artificial

La administración Trump cifró su política energética bajo el lema de alcanzar una era de la «dominancia energética». Wright volvió a explicar que la intención central es maximizar la producción de hidrocarburos para asegurar un abastecimiento interno energético a precios accesibles para los hogares y las industrias y la exportación a países aliados. “No vamos a rezarle a un dios del clima», dijo en referencia a las energías renovables.

En ese sentido, la creciente demanda energética de las empresas tecnológicas producto del desarrollo comercial de la inteligencia artificial está incrementando los precios de la electricidad y generando estrés en las redes. “La prioridad es mantener la electricidad accesible, confiable y disponible”, dijo el funcionario de Trump.

Un tema que preocupa al gobierno y las empresas son los tiempos en el otorgamiento de permisos de construcción de infraestructura eléctrica. “Si queremos ganar en IA, necesitamos construir mucha electricidad y rápido», concluyó el secretario de Energía.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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Vaca Muerta: la primera plana de la industria energética argentina estará presente en CERAWeek

El CEO y Presidente del Grupo Techint, Paolo Rocca, participará de nuevo en el CERAWeek.

La primera plana de la industria energética argentina podrá componerse una mejor imagen sobre las oportunidades y los riesgos que la Guerra en Medio Oriente puede suponer para el desarrollo exportador de Vaca Muerta cuando participen desde este lunes en CERAWeek, el mayor evento energético del mundo que se celebra anualmente en Houston.

En paralelo, la agenda relativa a nuevas oportunidades concretas de negocio en la formación de hidrocarburos no convencionales tendrá su punto más alto el martes en Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook, un evento exclusivo que conectará a líderes de la industria petrolera argentina y de gobierno con hacedores clave del ecosistema de inversores y compañías de servicios en la industria del Oil & Gas en Texas.

Representantes del Grupo Techint, YPF, Pan American Energy (PAE), Vista Energy, Pampa Energía y otras empresas están arribando a la “capital energética del mundo” para evaluar en CERAWeek el escenario abierto por la guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán.

Líderes de las empresas que componen el Grupo Techint expondrán en distintos paneles. El CEO y Presidente de Techint, Paolo Rocca,
expondrá el lunes de un panel sobre estrategia energética global.

El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, partcipará en paneles sobre inversiones en petróleo y gas en Latinoamérica. El CEO de Techint Ingeniería y Construcción, Oscar Scarpari, participará en paneles centrados en la infraestructura de desalinización y provisión de agua para proyectos energéticos y mineros.

También habrá representantes del gobierno de Javier Milei, que tendrá al secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, como expositor en un panel regional. Por el lado de las provincias argentinas directamente vinculadas con el desarrollo de Vaca Muerta asistirán los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck.

Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook

Con el CERAWeek como telón de fondo, líderes de la industria energética argentina y de gobierno conectarán con la industria energética de Texas para dialogar sobre oportunidades concretas de inversión en Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook, un evento paralelo organizado por Proshale, Marval, Trossero & CO., Horizon Engage y EconoJournal.

Entre los oradores confirmados están el CEO de YPF, Horacio Marín, el co fundador de Vista Energy, Pablo Vera Pinto, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, el CEO de GeoPark, Felipe Bayón, el vicepresidente de Gas & Power de PAE, Rodolfo Freyre, el vicepresidente senior de TotalEnergies, Javier Rielo, y el CEO de CGC, Hugo Eurnekian.

El evento servirá como foro para el diálogo estratégico, el intercambio de información y la creación de redes específicas entre un selecto grupo de ejecutivos, inversionistas y actores institucionales. El enfoque es deliberado: se prioriza la profundidad y la calidad de la conversación sobre la cantidad, centrándose en oportunidades de negocio concretas.

El público estará compuesto principalmente por organizaciones que aún no operan en la Argentina, incluyendo operadores independientes, empresas de servicios, fondos de inversión y representantes del sector financiero interesados ​​en conocer de primera mano el potencial de Vaca Muerta.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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CERAWeek 2026: comienza la mayor conferencia de energía del mundo, con la guerra en Medio Oriente como gran ordenador

El CERAWeek arranca este lunes en el Centro de Convenciones George R. Brown.

HOUSTON. -Líderes de la industria energética están en Houston para participar de una nueva edición del CERAWeek, el gran evento anual del sector energético internacional que comienza este lunes. EconoJournal asistirá a cubrir la conferencia que servirá como plataforma de debate y negociación del sector energético frente a la mayor crisis energética de la historia provocada por la guerra en Medio Oriente y el consecuente colapso del comercio por el estrecho de Ormuz.

La disrupción del tránsito por Ormuz llevó a un colapso de cerca del 20% del comercio mundial de petróleo y productos asociados e impedir la salida de una quinta parte del gas natural licuado. Los productores en el Golfo Pérsico se vieron forzados a recortar unos 10 millones de barriles diarios de producción de petróleo crudo, según la Agencia Internacional de Energía (IEA).

La crisis cumplió el sábado su tercera semana y a medida que pasa el tiempo se va configurando el “escenario de pesadilla” vaticinado por el presidente de CERAWeek y vicepresidente de S&P Global, Daniel Yergin.

“El mundo se enfrenta a la mayor interrupción de la producción petrolera de la historia, así como a una conmoción sin precedentes en los mercados mundiales del gas. La pregunta clave para los mercados energéticos globales ahora es cuánto durará esta guerra explosiva”, dijo Yergin.

Los potenciales escenarios y sus implicancias serán abordadas por los CEOs de las compañías líderes del sector energético y de la industria asociada como Chevron, ExxonMobil, Shell, TotalEnergies, ConocoPhillips, SLB, ENI, Saudi Aramco, ADNOC, Venture Global, Cheniere Energy y el Grupo Techint, entre otros. También por funcionarios de primera línea de la administración de Donald Trump. El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, será uno de los primeros oradores en la apertura del evento.

Como en la última edición, el gobierno de Javier Milei también estará presente a través del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, que participará el martes en un panel enfocado en el creciente posicionamiento de Latinoamérica en el primer plano energético.

La agenda temática en el CERAWeek

Necesariamente, la guerra en Medio Oriente pasará a ocupar en CERAWeek la centralidad de una agenda que en la previa a los acontecimientos proponía la convergencia y la competencia como temas centrales.

Una convergencia empujada por la inteligencia artificial, que está uniendo los sectores de la energía y la tecnología de una manera nunca antes vista, lo que los hace mutuamente dependientes y crea desafíos para ambos.

El panorama energético mundial se está transformando debido a la doble influencia de la inteligencia artificial y la creciente electrificación. Las empresas distribuidoras, las compañías generadoras y los proveedores de servicios en la nube a gran escala buscan soluciones para responder al aumento vertiginoso de la demanda de electricidad de los data centers. Esto requiere niveles de inversión sin precedentes y una mayor rapidez en la obtención de permisos y la ejecución de proyectos.

Sin embargo, esa transformación, que empuja una creciente demanda de energía, sucede en un momento en el que la competencia entre rivalidades geopolíticas y económicas están debilitando las alianzas, fragmentando las cadenas de suministro y dividiendo los mercados energéticos que han estado integrados globalmente durante décadas, con el nacionalismo económico y las barreras comerciales como dos tendencias que complican la toma de decisiones empresariales y las opciones de inversión.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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Trump amenazó a Irán con bombardear sus centrales eléctricas si no libera el estrecho de Ormuz antes del lunes por la noche

«Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas», aseguró Trump en referencia a Irán.

HOUSTON -El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, amenazó este sábado por la noche a Irán con atentar contra sus centrales eléctricas si la república islámica no libera la circulación por el estrecho de Ormuz en las próximas 48 horas. El ultimátum concentrará la atención de los principales referentes de la industria energética que a partir de este lunes se reunirán en el CeraWeek. Los organizadores esperan a más de 10.000 asistentes en el Centro de Convenciones George R. Brown, en el centro de Houston.

«Si Irán no abre completamente, sin amenazas, el estrecho de Ormuz en un plazo de 48 horas a partir de este preciso momento, Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas, ¡comenzando por la más grande!», advirtió el mandatario en una publicación de su red social, Truth Social.

Trump realizó su advertencia a través de la red social Truth.

Apenas unos minutos antes, el magnate neoyorquino alardeaba en la misma red social de haber “borrado a Irán del mapa”, a pesar de los comentarios de «analistas (iraníes) de poca monta» que sostienen que Estados Unidos no ha cumplido sus objetivos en la región.

«¡Claro que sí ―los hemos cumplido―, y semanas antes de lo previsto! Su liderazgo ha desaparecido, su armada y fuerza aérea están destruidas, no tienen defensa alguna y quieren llegar a un acuerdo», ha ilustrado Trump antes de reiterar que él no quiere llegar a un acuerdo y que su estrategia va «semanas por delante de lo previsto».

Esta aclaración llega después de que el presidente estadounidense defendiera el viernes que no está interesado en alcanzar un alto el fuego con Irán. Como ya es habitual, Trump alardeó de que Estados Unidos está «arrasando» al país asiático, cuando la ofensiva lanzada junto a Israel contra territorio iraní ya supera los 20 días.

El estrecho de Ormuz, ubicado entre Irán y Omán, es uno de los puntos más críticos del planeta para el comercio energético. Por allí circula el 20% del petróleo que se consume en el mundo, unos 20 millones de barriles diarios. Es el principal canal de exportación para Arabia Saudita, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y el propio Irán. En su punto más angosto tiene unos 33 kilómetros de ancho. Los carriles de navegación son de apenas 2 o 3 kilómetros por sentido, lo que lo convierte en checkpoint de fácil control.

La respuesta del régimen iraní

El régimen iraní respondió a las presiones de Trump amenazando con tomar «represalias» en el caso de que EE.UU. ataque sus centrales eléctricas. “Si las infraestructuras de combustible y energía de Irán son atacadas por el enemigo, todas las infraestructuras de energía, tecnología de la información y desalinización de agua pertenecientes a Estados Unidos y al régimen (israelí) en la región serán objetivo«, indicó un portavoz del Cuartel General Central de Khatam al Anbiya (KCHG), uno de los mandos operativos militares de Irán, en declaraciones difundidas por la televisión estatal iraní (IRIB).

Más tarde, la guardia revolucionaria de Irán advirtió, ya este domingo, que, si Estados Unidos ataca las centrales eléctricas iraníes, la respuesta será el «cierre total» del estrecho de Ormuz, punto estratégico de paso para la exportación del petróleo del golfo Pérsico. «Si Estados Unidos cumple sus amenazas sobre las centrales eléctricas iraníes se adoptarán de inmediato medidas punitivas», respondió la guardia revolucionaria, cuerpo militar e ideológico de élite de la República Islámica.

Las autoridades del país también han querido desmentir los triunfalismos del líder estadounidense, de quien aseguran que está «vendiendo como una victoria» lo que en realidad es una «derrota estratégica», y han señalado que «el objetivo de Irán ahora es expulsar a Estados Unidos de la región para no ser atacado más».

Con respecto al estrecho de Ormuz, Irán sostiene hasta ahora que el tránsito marítimo está permitido para la mayoría de los buques, aunque la autorización no se extiende a embarcaciones vinculadas a «países enemigos».

Así lo ha señalado el representante permanente de Irán ante el organismo dependiente de Naciones Unidas, Seyed Ali Mousavi, en declaraciones difundidas por la agencia semioficial Mehr, en las que reiteró la disposición de Teherán a colaborar con la Organización Marítima Internacional para reforzar la seguridad en el golfo Pérsico.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

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Revamping de Atucha I en el 50 %. Atucha II en parada técnica programada. Embalse a plena potencia

Las centrales nucleares Atucha I y Embalse conmemoran en marzo nuevos aniversarios, reflejo de operación continua y más de medio siglo de experiencia generando energía segura y confiable para la Argentina, destacó Nucleoeléctrica Argentina (NA_SA).

El 13 de marzo se cumplieron 43 años de la puesta en marcha del reactor de la Central Nuclear Embalse, que cuenta con una potencia de 656 MW y se consolidó como uno de los pilares de la generación eléctrica nacional. Tras su Proyecto de Extensión de Vida, finalizado en 2019, la central inició un nuevo ciclo operativo por 30 años.

Por su parte, el 19 de marzo se conmemoró la primera conexión a la red eléctrica de la Central Nuclear Atucha I, ocurrida en 1974. Es la primera central nuclear de América Latina, que cuenta con una potencia de 362 MW.

La energía nuclear aporta alrededor del 10 % de la electricidad del país.

Nucleoeléctrica Argentina avanza en su Proyecto de Extensión de Vida de Atucha I, lo que permitirá ampliar su operación por 20 años adicionales de generación segura y confiable, se destacó.

“En la actualidad la planta se encuentra fuera de servicio para llevar adelante las tareas que permitirán modernizar sus sistemas bajo los más altos estándares tecnológicos. Esta obra estratégica para el país ya superó el 50 % de avance”, se describió.

Se estima finalizar las tareas principales hacia fines de este año, tras lo cual se iniciará el proceso de carga de combustible y puesta en marcha.

Se indicó que “el proyecto cuenta con presupuesto garantizado y avanza conforme a lo previsto”. Su entrada en operación comercial ocurriría en el segundo semestre de 2027.

Por otra parte, la Central Atucha II se encuentra realizando su revisión anual, de acuerdo con lo planificado, en tanto que la Central Embalse se encuentra en operación a plena potencia.

El presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Juan Martín Campos, destacó la trayectoria del sector nuclear argentino y señaló: “La energía nuclear ha demostrado durante décadas su capacidad para operar con los más altos estándares de seguridad y aportar energía de base al país de manera sostenida”.

“Esa experiencia, construida a partir de años de operación, y de la ejecución de proyectos complejos y exitosos, posiciona hoy a Nucleoeléctrica en condiciones de ofrecer servicios y capacidades al sector nuclear internacional, generando nuevas oportunidades para el desarrollo de la empresa y del país”, añadió.

El gobierno nacional se ha propuesto la privatización parcial de NA-SA, empresa cuyos accionistas son el Ministerio de Economía (79 %), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20 %) y Energía Argentina (Enarsa 1 %).

Las centrales nucleares argentinas operan de manera continua durante todo el año, aportando energía de base al sistema eléctrico nacional. En 2025, permitieron abastecer a más de 2,5 millones de hogares, lo que equivale a más de 7,4 millones de personas en todo el país.

Sobre Nucleoeléctrica

Nucleoeléctrica es la empresa a cargo de la operación de las tres centrales nucleares en funcionamiento en la Argentina: Atucha I, Atucha II (Buenos Aires) y Embalse (Córdoba). También se encarga de la comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la energía producida por sus plantas y del gerenciamiento de proyectos que aseguren la operación segura y eficiente de sus instalaciones.

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Shell y Qatar Petroleum no continuarán explorando un bloque offshore en el Mar Argentino y lo revierten al Estado

Shell y Qatar Petroleum decidieron no continuar con la segunda etapa de exploración en el bloque CAN 107.

Las compañías Shell y Qatar Petroleum (QP) no obtuvieron los resultados esperados y definieron que no continuarán explorando el área offshore CAN 107 para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino. A partir de esta decisión, la Secretaría de Energía dio de baja el permiso de exploración y revirtió el área al Estado Nacional. Lo hizo mediante la resolución 73 publicada este viernes en el Boletín Oficial. El proyecto offshore de las compañías también incluía a CAN 109, bloque que también podría revertirse al Estado en los próximos días.

Luego de los primeros trabajos de sísmica 2D y 3D que culminaron en abril de 2025, Shell y Qatar Petroleum decidieron no continuar con la segunda etapa de exploración, que incluía la perforación de un pozo exploratorio. En diciembre presentaron formalmente el pedido a la cartera energética para devolver el área Cuenca Argentina Norte 107, que había sido otorgada en 2019 a partir de un proceso de licitación internacional.

La anglo-holandesa Shell tenía el 60% de participación en el bloque y era el operador, mientras que Qatar Petroleum tenía el 40% restante. La exploración sufrió demoras por las restricciones de la pandemia de 2020. En 2022 las compañías recibieron la primera prórroga del permiso de exploración y en 2025 la segunda.

La resolución de la cartera energética destaca que las compañías cumplieron con los compromisos ambientales y de inversión que se habían fijado al momento de recibir el permiso para realizar los trabajos de exploración costas afuera.

Exploración offshore en la Cuenca Argentina Norte

No hay detalles de los resultados de la exploración costas afuera que hicieron Shell y QP en CAN 107. Un proyecto de exploración de petróleo y gas en aguas ultra profundas requiere grandes inversiones a muy largo plazo y ante cada resultado que se va obteniendo se van analizando las probabilidades de éxito que tiene. Con el antecedente del pozo Argerich, en la Cuenca Argentina Norte por el momento no hay un prospecto definido para seguir avanzando en la exploración de hidrocarburos.

En 2024, la noruega Equinor, en un consorcio conformado también por YPF y Shell, llevó adelante la exploración del bloque CAN 100. Allí se perforó el pozo exploratorio Argerich, el primero en hacerse en aguas ultra profundas (2.500 metros), pero fue clasificado como seco y el proyecto no continuó. La compañía con mayoría accionaria estatal anunció en noviembre que explorará un bloque offshore en Uruguay junto a la italiana Eni como socia.

En noviembre del año pasado la Secretaría de Energía ya había revertido al Estado el área MLO 114, en la Cuenca Malvinas Occidental, frente a las costas de Tierra del Fuego. El proyecto de exploración estaba a cargo de la compañía Tullow Oil en sociedad con Wintershall DEA y Pluspetrol.

Exploración offshore de Shell en el Mar Argentino

Los trabajos de exploración sísmica 2D y 3D se hicieron con el buque PXGEO 2 y demandaron 120 días. Exploraron CAN 107 (8.340 km2) y CAN 109 (7.860 km2), al norte del Mar Argentina y a alrededor de 200 kilómetros de las costas de Mar del Plata.

La exploración sísmica consiste en comprobar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo marino mediante el uso de buques que poseen equipos de ultrasonido que toman imágenes 3D y permiten visualizar cuál es el potencial real de obtener petróleo y gas.

El Gobierno argentino lanzó en 2018 una licitación pública internacional para explorar hidrocarburos en el mar en 38 bloques que sumaban 225.000 kilómetros cuadrados las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste. En 2019, se adjudicaron 18 áreas a 13 empresas, entre ellas YPF, Equinor, Tecpetrol, Qatar Petroleum, ExxonMobil, Total, Pluspetrol, Wintershall, British Petroleum, Shell, Tullow, Mitsui y ENI.

, Roberto Bellato

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Neuquén: La producción de crudo en febrero fue de 603 mil barriles diarios

La producción de petróleo en la provincia del Neuquén alcanzó en febrero último los 603.793 barriles diarios, lo que representa una leve disminución del 1,13 % en comparación con enero. No obstante, en términos interanuales, se registró un incremento del 30,36 % respecto al mismo mes de 2025.

En el acumulado del primer bimestre, la producción creció 31,23 % frente a igual período del año pasado, destacó el gobierno provincial.

La variación mensual se explica principalmente por la baja en áreas como Loma Campana, La Angostura Sur I, La Amarga Chica, Rincón de Aranda y Bajo del Toro Norte.

En cuanto al gas, la producción fue de 97,79 millones de metros cúbicos diarios, con un aumento de 7,14 % respecto a enero y una suba interanual de 0,18 %. Sin embargo, el acumulado de enero y febrero presenta una leve caída del 0,55 % en comparación con el mismo período de 2025, se indicó.

El incremento mensual en gas se vincula principalmente al desempeño de áreas como Sierra Chata, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, Loma La Lata – Sierra Barrosa, Aguada Pichana Este y Aguada Pichana Oeste.

El segmento no convencional continúa siendo predominante en la matriz productiva. En febrero, representó el 96,92 % de la producción de petróleo, con 585.182 barriles diarios, y el 90,01 % en gas, con 88,02 millones de metros cúbicos diarios.

Dentro de este segmento, el shale gas aportó el 80,03 % del total provincial, mientras que el tight gas representó el 9,99 %, consolidando el rol estratégico de estos recursos en el desarrollo energético de la provincia.

Los datos reflejan la continuidad en el crecimiento de la actividad hidrocarburífera, con un fuerte protagonismo del no convencional y una dinámica que se mantiene sólida a pesar de variaciones mensuales, se destacó.

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Vidal-YPF: Plan de cierre de pozos, con financiamiento de la compañía

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, firmó un acuerdo con YPF para avanzar en un plan integral de abandono de pozos que opera en la Cuenca del Golfo San Jorge, que se desarrollará durante los próximos cuatro años, y será financiado en su totalidad por la compañía.

YPF decidió y está ejecutando su retiro de áreas Convencionales maduras en todo el país, y hacer foco principal en la explotación de yacimientos No Convencionales en Vaca Muerta.

La gobernación indicó que Vidal estuvo acompañado en el acto de firma por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, y el presidente de FOMICRUZ SE, Fernando Baños.

Uno de los puntos centrales del entendimiento es que “todo el programa será financiado por YPF, tanto en la provisión de equipos como en la ejecución de los trabajos vinculados al cierre de pozos y la remediación ambiental”. No se detallaron los cálculos económicos de este programa.

Equipos y tareas previstas

El plan contempla la puesta en funcionamiento de un equipo de workover, tres equipos de pulling, uno de flush by, uno de wireline y dos equipos de cementación, que estarán destinados a ejecutar las tareas en campo.

Además, incluye la resiembra de las locaciones intervenidas, como parte del proceso de recuperación ambiental, se indicó.

El acuerdo fue formalizado mediante una adenda que establece los procedimientos operativos, la certificación de tareas y los criterios técnicos de intervención, en línea con los estándares del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Asimismo, se definió un esquema de control y seguimiento por parte de la autoridad provincial para garantizar el cumplimiento de la normativa vigente y el avance sostenido del plan.

“Con este acuerdo, el Gobierno de Santa Cruz avanza en una política orientada a dar respuesta a los pasivos ambientales de la actividad hidrocarburífera, con financiamiento asegurado y bajo criterios técnicos específicos para la Cuenca del Golfo San Jorge”, se destacó.

energiaestrategica.com, Información de Mercado

Genux avanza en México con proyecto híbrido adjudicado de 252 MW y anticipa: “Vamos a participar en nuevas convocatorias”

Genux Power avanza en México con uno de sus proyectos renovables más relevantes tras resultar adjudicado en la convocatoria energética de diciembre. La iniciativa, ubicada en el estado de Yucatán, se posiciona como parte del nuevo pipeline de generación renovable y almacenamiento que busca fortalecer el sistema eléctrico del país.

La CEO de la compañía, Patricia Tatto, presentó los detalles del desarrollo y su importancia dentro de la estrategia de la firma en la región. “Nuestro proyecto Panabá es uno de los desarrollos renovables más relevantes que estamos impulsando en Genux. Contempla alrededor de 252 MW de capacidad eólica y un sistema de almacenamiento en baterías de aproximadamente 420 MWh, equivalente a cuatro horas de energía”, explicó la ejecutiva. 

“Esa zona es bastante importante para el país, deficitaria, entonces esperamos con ese proyecto ayudar a la congestión y a todo lo que se viene”, sostuvo Tatto al referirse al impacto que podría tener la iniciativa en la red eléctrica regional.

Según agregó, la iniciativa forma parte de un portafolio híbrido de más de 5 GW en desarrollo que integra eólica, solar y almacenamiento en Perú, México, Argentina y Colombia.

Para Genux Power, el objetivo es llevar el proyecto hasta. “Nuestro modelo de negocio es desarrollar hasta ready to build y ayudar con la financiación”, explicó Tatto. La compañía se enfoca en estructurar los proyectos hasta alcanzar esa fase, facilitando posteriormente su financiamiento y ejecución.

El desarrollo fue seleccionado dentro de la convocatoria energética lanzada en diciembre, un proceso impulsado para incorporar nueva capacidad al sistema eléctrico nacional. En ese marco, distintas compañías desarrolladoras y energéticas resultaron adjudicatarias de proyectos renovables y de almacenamiento que, en conjunto, contemplan más de 3,3 GW de generación renovable y alrededor de 1,2 GW en baterías distribuidos en distintas regiones del país.

Actualmente, la compañía avanza en la estructuración comercial y financiera del proyecto. “ Ya estamos en firma de PPA con nuestro offtaker Glencore y la idea es que se lleve a Ready to Build y posteriormente se construya”, explicó la ejecutiva.

Más allá de este desarrollo específico, la ejecutiva destaca que el contexto del mercado energético mexicano abre nuevas oportunidades para los desarrolladores. “La verdad es que el sector en México está más interesante que nunca.  Es un sector en donde los que ya estamos aquí desde hace un rato lo vemos un poco más maduro y mucho más estratégico”, afirmó Tatto.

También la planeación energética está cambiando en el sector, en la manera en que está dividido el mercado en México. Definitivamente es para grandes jugadores y para gente que vea el mercado a largo plazo”, agregó la CEO.

En ese sentido, la compañía analiza participar en nuevos procesos que impulsen la expansión del sistema eléctrico. 

La empresa también evalúa otras oportunidades dentro del mercado energético mexicano, incluyendo e, almacenamiento y posibles desarrollos vinculados a la expansión de la demanda industrial. “Hay mucho apetito en México ahora, tanto para centros de datos y parques industriales, así como industria que requiere de PPAs Bancables y con el menor riesgo de mercado”, apuntó la directiva.

Además, señaló que el crecimiento del sector energético en el país también estará vinculado al desarrollo de infraestructura eléctrica y a las necesidades del sector industrial. 

“Hay una necesidad industrial grande y también necesidades de transmisión importantes que no todas las empresas van a poder apalancar”, advirtió.

Este contexto de crecimiento forma parte de la estrategia de expansión regional de la compañía. Genux Power opera como una joint venture entre Glencore y Exus Partners y desarrolla proyectos energéticos en distintos mercados de América Latina.

 Actualmente la firma cuenta con activos y pipeline en países como Argentina, Perú, Colombia y México, donde busca ampliar su portafolio de proyectos renovables en los próximos años.

En paralelo, factores globales como la volatilidad de los precios energéticos y el contexto geopolítico también están influyendo en las decisiones de inversión en la región. 

“El mismo mercado, con los precios de gas y la volatilidad que hay en el mundo con toda la geopolítica, va reacomodando las inversiones en América Latina”, explicó Tatto.

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