YPF Luz firmó un acuerdo con Skyonline, datacenter líder en servicios de colocation y soluciones en la nube, para abastecer con energía renovable al Datacenter Tier III Compliant, ubicado en la ciudad de Buenos Aires.
De esta manera, Skyonline cubre el 85 % de su demanda eléctrica por un plazo de tres años. La energía abastecida es de 7.200 MWh al año, aproximadamente, y equivale al consumo anual de más 3.000 hogares argentinos.
La energía proviene del Parque Eólico General Levalle, ubicado al sur de la provincia de Córdoba y del Parque Solar El Quemado, ubicado en Mendoza, que será el parque solar más grande del país y ya opera 200 MW de los 305 MW que generará en total.
El CEO de Skyonline, Rafael Ibañez, destacó que “este acuerdo con YPF Luz representa un paso concreto en nuestra estrategia de sostenibilidad. Operamos infraestructura crítica para empresas de todo el país y entendemos que la transformación digital también debe ser una transformación energética. Incorporar energía renovable al corazón de nuestro datacenter nos permite reducir huella de carbono sin resignar disponibilidad ni performance”.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, afirmó “nos enorgullece que una empresa como Skyonline confíe en YPF Luz para abastecer sus operaciones con energía renovable. Los datacenters requieren de un suministro de alta confiabilidad y eficiencia, y este acuerdo demuestra que nuestra compañía ofrece una alternativa competitiva para las industrias que lideran la transformación digital”.
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa generadora de energía eléctrica que opera desde 2013. La compañía alcanzó una capacidad instalada total de 3,6 GW y abastece el 10 % de la demanda eléctrica del país. Actualmente, está construyendo un parque solar en Mendoza y un proyecto de almacenamiento de baterías en la provincia de Buenos Aires.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) avanza con la mayor inversión energética de su historia: USD 3.000 millones para construir un corredor industrial completo entre Tratayén (Neuquén) y Bahía Blanca, destinado a procesar, transportar, fraccionar y exportar los líquidos del gas natural de Vaca Muerta.
No se trata solo de un ducto: el proyecto incluye dos plantas industriales nuevas, una en Neuquén y otra en Buenos Aires, además de una terminal marítima refrigerada para exportación.
La obra, que se encuentra en etapa final de decisión (FID), demandará 45 meses de ejecución, generará 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos, y atravesará cuatro provincias. La traza del poliducto —de 573 a 700 kilómetros, según la configuración final de ramales— conectará la planta de procesamiento de Tratayén con el polo petroquímico bahiense, cruzando Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.
En Tratayén, TGS construirá una planta de procesamiento de gas rico con capacidad para 40 a 43 millones de m³/día, diseñada para separar y estabilizar los líquidos (C3, C4 y C5+). La producción estimada es de 2,8 millones de toneladas anuales, que luego viajarán por el poliducto hacia el Atlántico.
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En Bahía Blanca, el proyecto contempla una planta de fraccionamiento de 90.000 barriles diarios, capaz de producir 2,7 millones de toneladas anuales de propano, butano y gasolina natural. El complejo incluirá tanques refrigerados de 100.000 m³ para propano, 70.000 m³ para butano y dos tanques de 30.000 m³ para gasolina natural, además de una terminal marítima especializada para exportación en White–Galván.
La magnitud del proyecto anticipa una demanda inédita de proveedores. La construcción del ducto requerirá miles de toneladas de cañerías API de 20 pulgadas, soldadura automática y manual, sidebooms, retroexcavadoras, topadoras, estaciones de bombeo, válvulas de alta presión y sistemas SCADA.
Las plantas industriales demandarán obra civil pesada, estructuras metálicas, equipos rotantes, skids de bombeo, instrumentación y control, sistemas contra incendio, subestaciones eléctricas, líneas de media tensión y montaje electromecánico integral.
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La logística será crítica: el proyecto movilizará miles de camiones durante casi cuatro años, exigirá permisos viales especiales, cruces de ríos y rutas, servidumbres de paso y campamentos industriales en cuatro provincias. También se requerirán servicios ambientales, consultoras de impacto social, seguridad industrial y equipamiento de protección personal en grandes volúmenes.
El impacto económico es directo. TGS proyecta exportaciones por USD 1.200 a 2.000 millones anuales y un movimiento adicional de 3 millones de toneladas por año en el complejo portuario White–Galván. Para Bahía Blanca, la obra consolida su rol como nodo energético y petroquímico del país; para Neuquén, asegura capacidad de procesamiento para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.
La decisión final de inversión se espera para las próximas semanas. Si se confirma, la obra comenzará en 2026 y abrirá un ciclo de demanda sostenida para contratistas, metalúrgicas, ingenierías, transportistas y proveedores industriales de todo el país.
La visión de Runrún
El proyecto de TGS redefine la infraestructura energética argentina. No es un ducto: es un sistema industrial completo que transforma el gas rico de Vaca Muerta en productos exportables a escala global. La instalación de dos plantas nuevas, sumada a la terminal marítima y al poliducto, abre una ventana de oportunidades inédita para proveedores.
La obra marcará el ritmo de la cadena de valor energética durante los próximos cuatro años y posicionará a Argentina en una nueva liga logística y productiva.
Chevron reforzó su visión sobre el papel estratégico de la Argentina en el mercado energético global. En un contexto de demanda mundial en crecimiento, la compañía afirmó que el país es un actor central para abastecer petróleo y gas en los próximos años.
La petrolera destacó la calidad de los recursos, la competitividad de Vaca Muerta y el impacto de las reformas económicas en la previsibilidad del clima de inversión.
La empresa señaló que la demanda global de energía volverá a marcar un récord en 2026. El crecimiento de Asia, la expansión industrial y la necesidad de combustibles para transporte y petroquímica sostienen un mercado que sigue siendo profundo y dinámico. En ese escenario, Argentina aparece como un proveedor relevante por su escala, su productividad y su potencial de expansión.
Chevron remarcó que las inversiones energéticas de largo plazo requieren estabilidad macroeconómica, reglas claras y libertad para mover capital. La compañía valoró las reformas orientadas al mercado, la disciplina fiscal y la desregulación como señales que fortalecen la confianza de los inversores.
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También destacó el impacto del régimen de incentivos a grandes inversiones y los acuerdos bilaterales que buscan facilitar el comercio y la cooperación tecnológica.
La petrolera es uno de los actores más importantes de Vaca Muerta. Junto a YPF impulsó el desarrollo de Loma Campana, el proyecto que abrió el shale argentino al mundo. La empresa considera que la combinación de recursos de clase mundial, competitividad operativa y un marco regulatorio estable puede convertir a la Argentina en un proveedor energético de escala global.
El mensaje de Chevron confirma una tendencia: el mundo necesita más energía y busca proveedores confiables. Argentina tiene recursos, talento y capacidad industrial para ocupar ese lugar. Si sostiene estabilidad macroeconómica y reglas previsibles, puede transformar su potencial en inversiones duraderas, infraestructura estratégica y una inserción global más sólida.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo mantuvo sin cambios su previsión de demanda global de crudo para los próximos años. El cartel proyecta un consumo en torno a los 106,5 millones de barriles diarios en 2026 y 107,8 millones en 2027, apoyado en un crecimiento económico mundial cercano al 3% anual y en la expansión sostenida de Asia, con China e India como principales motores.
El informe destaca que el aumento del consumo estará impulsado por los combustibles para el transporte, la recuperación plena de la aviación comercial y una actividad industrial, agrícola y de la construcción todavía robusta en países no pertenecientes a la OCDE.
La demanda se desplaza geográficamente, pero no se reduce: el mundo sigue necesitando petróleo para mover carga, personas y producción.
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En paralelo, la Agencia Internacional de la Energía decidió liberar alrededor de 400 millones de barriles de sus reservas estratégicas para compensar riesgos de interrupción de suministro vinculados a tensiones en rutas críticas como el estrecho de Ormuz. Es una señal clara: los reguladores están dispuestos a usar su “colchón” de seguridad para evitar un shock de oferta y moderar la volatilidad de precios.
Para los países productores y las cadenas de valor asociadas, el mensaje es doble. Por un lado, la demanda estructural de crudo se mantiene firme en el mediano plazo. Por otro, la coordinación entre grandes consumidores y organismos multilaterales busca evitar crisis abruptas que frenen inversión o destruyan actividad.
La comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones de la Legislatura de Neuquén inició el análisis del proyecto que propone crear un régimen de regalías para las empresas dedicadas a la explotación minera en la provincia. La iniciativa fue presentada por el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo, durante la apertura del período de sesiones ordinarias.
El proyecto establece una alícuota que oscilará entre el 2% y el 3% sobre el valor de boca de mina, según el proceso que se realice sobre el mineral en origen. Las empresas que agreguen valor dentro de la provincia tributarán el 2%, mientras que aquellas que comercialicen el recurso sin elaboración deberán abonar el 3%.
Al explicar los alcances de la propuesta, el presidente de la comisión, Damián Canuto, señaló que el objetivo es “monetizar nuestros recursos” y generar una compensación para la provincia por la extracción de recursos naturales no renovables del suelo y subsuelo neuquino.
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El proyecto también incorpora alícuotas diferenciadas, una tasa específica para garantizar el control de la actividad y la creación del Fondo de Desarrollo Minero y Sustentabilidad Ambiental (FODEMSA).
Durante la misma reunión, los diputados comenzaron a analizar una actualización del Código de Procedimiento Minero, cuya normativa vigente data de 1970 y no incorpora los criterios ambientales posteriores a la reforma constitucional de 1994. La propuesta busca digitalizar trámites, habilitar expediente electrónico, incorporar herramientas tecnológicas y unificar plazos conforme al nuevo Código Procesal Civil.
Para continuar con el análisis, la comisión convocará a funcionarios de la Dirección de Minería y solicitará al Ministerio de Turismo y Medio Ambiente un informe sobre la asignación de tierras destinadas a la extracción de áridos en la zona de Pulmarí.
Neuquén cerró 2025 con un desempeño histórico: exportó USD 4.534 millones, un crecimiento del 18,8% interanual que consolidó a la provincia como el principal polo energético del país. El 96,7% de esas ventas externas provino de petróleo y gas, impulsadas por la expansión de Vaca Muerta y por una infraestructura que hoy permite evacuar volúmenes récord.
La producción provincial alcanzó 566.966 barriles diarios de petróleo, el nivel más alto registrado, mientras que el gas llegó a 113,92 millones de m³/día, con una participación no convencional del 90,75%. Este salto productivo se tradujo en un aumento sostenido de exportaciones hacia los mercados del USMCA y de la ALADI, que absorbieron más de USD 3.700 millones en crudo neuquino.
El crecimiento se explica por la actividad de los principales operadores de la cuenca. En petróleo, los bloques más dinámicos fueron Bandurria Sur, Lindero Atravesado, Mata Mora Norte, La Angostura Sur II y Rincón de Aranda, donde las compañías ampliaron capacidad, incorporaron nuevos pads y aceleraron la curva de aprendizaje del shale. En gas, los proyectos de Sierra Chata, La Calera, Aguada Pichana Este, Bandurria Sur y La Angostura Sur II sostuvieron la oferta en niveles récord.
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La infraestructura acompañó el salto productivo. Oldelval completó ampliaciones que permiten evacuar la nueva producción hacia el Atlántico, mientras que OTASA incrementó los envíos a Chile con un crecimiento del 82% en el primer trimestre de 2025. A esto se suma el avance del Vaca Muerta Oil Sur, el oleoducto que conectará la cuenca con Punta Colorada para exportación directa.
A pesar de estos números, la formación está lejos de su techo. Solo el 8% de Vaca Muerta está explotado, según datos técnicos de YPF, y menos del 15% tiene actividad exploratoria o pilotos en marcha. Más del 80% de la superficie permanece intacta, sin pozos ni infraestructura. Este nivel de subdesarrollo relativo explica por qué la producción sigue creciendo aun con inversiones moderadas y por qué la curva de expansión tiene décadas por delante.
El resultado es un cambio estructural: Argentina pasó de un déficit energético de USD 7.000 millones a un superávit de USD 8.000 millones, con una proyección oficial que estima USD 30.000 millones de saldo positivo en los próximos cinco años si la infraestructura continúa expandiéndose al ritmo actual.
La visión de Runrún
Vaca Muerta está mostrando su escala real. La combinación de operadores con músculo financiero, infraestructura en expansión y mercados externos demandantes está transformando a Neuquén en un actor energético de peso global. El dato clave es que este salto exportador se logró con apenas una fracción mínima de la formación en desarrollo. Para la Argentina, esto abre una ventana estratégica: más divisas, más actividad y un sector energético que ya opera con lógica de largo plazo.
Quintana Energy consolidó su posición como el operador más activo en la lengua mendocina de Vaca Muerta tras completar la sísmica 3D en el bloque Cañadón Amarillo, una superficie de 202,5 km² ubicada en el sur provincial.
La adquisición de datos, realizada junto a TSB, demandó una inversión de USD 4 millones y utilizó diez vibradores sísmicos para obtener un modelo de subsuelo de alta resolución.
La ministra de Energía de Mendoza, Jimena Latorre, destacó que Quintana es hoy la empresa que “más rápido avanza” en la exploración no convencional de la provincia. El proyecto entra ahora en la etapa de procesamiento y modelado geológico, paso previo a la definición de las primeras locaciones de perforación.
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La actividad se desarrolla en un contexto donde Mendoza busca consolidar su propia ventana de shale. Además de Quintana Energy, la provincia cuenta con compromisos de YPF, que ya perforó dos pozos y tiene un tercero programado en los bloques CNVII y CNVIIA, y con la presencia de operadores como Aconcagua Energía, Phoenix Global Resources y El Trébol, que avanzan en estudios y reprocesamiento sísmico en áreas como Payún Oeste y Paso de las Bardas Norte.
La zona con potencial no convencional supera los 800 km², y la sísmica de Quintana Energy es la más extensa realizada hasta ahora en la provincia. El objetivo es determinar continuidad de roca, espesores, presión de poro y calidad de la ventana térmica, variables clave para evaluar la viabilidad de un desarrollo shale en la región.
Si los resultados técnicos acompañan, Mendoza podría sumar una nueva frontera productiva al mapa energético nacional, con un desarrollo que complementaría la ventana neuquina de Vaca Muerta.
La visión de Runrún
La exploración en Mendoza dejó de ser un ejercicio preliminar. Con la sísmica 3D de Quintana Energy y los compromisos de YPF, la provincia ingresa en una fase técnica seria. El desafío será validar la roca y demostrar continuidad con la ventana neuquina. Si eso ocurre, Mendoza puede convertirse en la próxima frontera del shale argentino.
Vaca Muerta atraviesa el mayor ciclo de actividad de su historia y eso se refleja en los salarios. Con casi 100.000 etapas de fractura acumuladas, una producción que rozó los 880.000 barriles diarios en diciembre y un objetivo de llegar al millón de barriles/día en 2026, la demanda de personal técnico está en máximos históricos.
Las operadoras y empresas de servicios compiten por talento en un mercado de pleno empleo, impulsado por obras como Vaca Muerta Sur, Duplicar Norte, la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y nuevos proyectos midstream.
El resultado es una estructura salarial que se ubica entre las más altas del país. Los relevamientos privados del sector muestran que los sueldos petroleros en la Cuenca Neuquina alcanzan cifras históricas, con brechas de hasta $7 millones frente a otras regiones.
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La brecha patagónica es contundente: un Gerente de Planta puede ganar $21,6 millones en la Patagonia, frente a $17,3 millones en Buenos Aires y $14,2 millones en el NEA.
Por qué los sueldos están en máximos históricos
Los análisis de mercado coinciden en que la combinación de factores es clara:
• Escasez de perfiles técnicos especializados.
• Expansión simultánea de obras midstream y downstream.
• Alta rotación y competencia entre operadoras y contratistas.
• Digitalización del campo (automatización, SCADA, telemetría).
• Aislamiento geográfico y diagramas exigentes.
La industria opera al límite de su capacidad y necesita asegurar talento crítico para sostener el ritmo de perforación, fractura y construcción de infraestructura.
Los cinco perfiles más buscados en 2026
• Ingenieros de pozo y reservorio
• Especialistas en logística midstream
• Operadores de maquinaria pesada y sidebooms
• Soldadores API
• Expertos en automatización y SCADA
La proyección del sector estima que la expansión de la cuenca generará 40.000 nuevos empleos directos e indirectos hacia fin de la década.
Contexto productivo: por qué suben los salarios
• 2.300 fracturas mensuales como nuevo piso operativo.
• Inversiones crecientes en infraestructura para evacuar crudo y gas.
• Mayor complejidad técnica en pozos horizontales de 3.000 a 3.500 metros.
• Competencia entre operadoras por asegurar equipos y cuadrillas completas.
El mercado laboral de Vaca Muerta entró en una fase de competencia abierta por talento. Los salarios récord no son un fenómeno aislado: son la consecuencia directa de un ecosistema que opera en máxima expansión, con obras estratégicas, producción en niveles históricos y una demanda técnica que supera ampliamente la oferta. Para las empresas, el desafío es retener perfiles críticos; para los trabajadores, es el mejor momento de la década para ingresar o escalar en la industria.
La exploración en la Cuenca Argentina Norte atraviesa una transición. Las operadoras que trabajaron en los bloques CAN 107 y CAN 109 completaron la etapa sísmica, pero no avanzaron hacia la perforación exploratoria. La industria ahora observa con atención la nueva campaña que comenzará en el offshore uruguayo.
Los bloques frente a Mar del Plata abarcan más de 15.000 km² en aguas que van desde los 200 hasta los 2.500 metros. La inversión en estudios sísmicos superó los 90 millones de dólares. Los datos fueron procesados, pero no se solicitó el permiso para perforar un pozo, un paso clave para validar la presencia de hidrocarburos.
El antecedente inmediato es el pozo Argerich x-1, perforado en 2024 en el bloque CAN 100, que no mostró indicios claros de petróleo. Estos resultados iniciales no descartan el potencial regional, pero sí obligan a recalibrar expectativas y avanzar con mayor evidencia técnica.
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Mientras tanto, Uruguay inicia una campaña sísmica de gran escala en varias áreas de su plataforma marítima. Si los datos confirman un sistema petrolero activo, el impacto será regional: un hallazgo del lado uruguayo revaloriza de inmediato la Cuenca Argentina Norte y puede reactivar la perforación en los bloques locales.
La industria offshore opera con probabilidades de éxito exploratorio cercanas al 7%. Para descartar un área se necesitan decenas de pozos, no uno. Por eso, la pausa actual no implica un retroceso, sino una etapa de maduración técnica.
El offshore argentino no se detiene: se recalibra. La industria avanza por ciclos y la evidencia regional puede acelerar la próxima etapa. Uruguay abre una ventana de oportunidad que, si confirma potencial, reposicionará al Mar Argentino como un activo estratégico para diversificar la matriz energética, atraer inversión y desarrollar cadenas de valor portuarias y de servicios.
Chubut presentó en Nueva York una agenda centrada en atraer inversiones para energía, tecnología y logística. La provincia expuso su potencial ante fondos internacionales y empresas globales, con especial interés en proyectos de data centers impulsados por compañías tecnológicas de primera línea.
La delegación provincial destacó que la Patagonia reúne condiciones únicas para infraestructura digital: clima frío, disponibilidad de energía, grandes extensiones de terreno y costos operativos competitivos. Estos factores permiten pensar en centros de datos de escala, integrados a un sistema energético confiable y diversificado.
El gobernador Ignacio Torres subrayó que la estrategia provincial apunta a generar previsibilidad y reglas claras para inversores. Señaló que el contexto global coloca a la Argentina en un lugar estratégico por sus recursos energéticos, su capacidad logística y su potencial en economía del conocimiento.
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La comitiva incluyó representantes del sector sindical y de empresas energéticas, que remarcaron la importancia de mostrar una agenda articulada entre Estado, trabajadores y compañías. La presencia conjunta busca transmitir estabilidad, capacidad operativa y visión de largo plazo.
Chubut apuesta a consolidarse como un polo energético y tecnológico. La provincia combina experiencia en hidrocarburos y gas, infraestructura portuaria y logística, recursos humanos calificados y un fuerte potencial para energías renovables y servicios digitales. La articulación de estos sectores abre oportunidades para proyectos de alto impacto en la región.
La Patagonia puede transformarse en un hub de energía y tecnología si sostiene previsibilidad y cooperación público–privada. Chubut busca capitalizar su ventaja competitiva: recursos, clima, infraestructura y talento. En un mundo que demanda más energía y más capacidad digital, la provincia se posiciona para atraer inversiones de largo plazo y generar desarrollo sostenido.
Chevron y Shell iniciaron negociaciones avanzadas para operar activos clave de petróleo y gas en Venezuela, luego del cambio político producido tras la captura de Nicolás Maduro. Las conversaciones se desarrollan bajo un nuevo marco regulatorio que habilita a compañías extranjeras a producir, exportar y comercializar hidrocarburos venezolanos con mayor autonomía operativa.
Las dos petroleras estadounidenses evalúan incorporarse a proyectos de alto potencial en la Faja del Orinoco y en zonas productoras de crudo liviano y gas en el oriente del país. Entre las áreas en análisis se encuentran:
• Petropiar (Chevron): proyecto de crudo extrapesado en la Faja del Orinoco, donde la compañía busca ampliar capacidad y obtener mayor control operativo.
• Ayacucho 8 (Chevron): bloque con reservas significativas de crudo extrapesado, con posibilidad de un nuevo contrato de producción.
• Carito y Pirital (Shell): campos ubicados en el estado Monagas, con producción de crudo liviano y gas asociado, estratégicos para exportación.
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La nueva legislación venezolana permite que empresas internacionales operen incluso con participación accionaria minoritaria, eliminando restricciones históricas que limitaban la gestión directa de los proyectos. Este cambio abre la puerta a inversiones en infraestructura, recuperación secundaria, mejoramiento de crudos y ampliación de capacidad instalada.
Estados Unidos anunció que supervisará los acuerdos para garantizar seguridad jurídica y cumplimiento normativo, lo que otorga previsibilidad adicional para las compañías interesadas. Chevron y Shell analizan planes de expansión que incluyen modernización de instalaciones, incremento de producción y desarrollo de proyectos integrados orientados a exportación.
Las negociaciones avanzan en paralelo a la revisión de activos existentes, la evaluación de nuevas oportunidades de exploración y la redefinición del rol de PDVSA en los futuros contratos.
La cuenta regresiva ya comenzó para la quinta edición de Future Energy Summit (FES) Caribe, que se celebrará los 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana.
A poco más de un mes del encuentro, el evento se perfila nuevamente como el principal punto de reunión para ejecutivos, inversores, desarrolladores y autoridades que siguen de cerca la evolución del mercado energético en Centroamérica y el Caribe.
La quinta edición contará con el respaldo de empresas internacionales de referencia como Sungrow, JA Solar, CATL, SL Rack, Soventix, Schletter, Gotion, FMO, Solar Steel, Pylontech, Marsh, TCL, Jiménez – Peña, FlexGen, Cifi, Antai, BLC Power Generation, TLS, Ennova, SolaX Power, Milwaukee Tool, Banco Popular Dominicano, CFS y Reneergy, entre otros actores relevantes de la industria.
Además de las sesiones de debate, el evento se distingue por sus espacios de networking de alto nivel, donde ejecutivos y representantes de empresas avanzan en alianzas estratégicas y acuerdos comerciales que impulsan el desarrollo de proyectos y la transición energética en distintos mercados de América Latina.
La realización de FES Caribe en República Dominicana coincide con un momento de gran dinamismo para el mercado energético local, particularmente en el desarrollo de proyectos renovables con almacenamiento.
Uno de los procesos más relevantes es la Licitación Pública Internacional EDES-LP-NGR-01-2025, destinada a adjudicar 600 MW de generación renovable con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), proceso que despertó un fuerte interés por parte del sector privado, con propuestas que alcanzaron 1546 MWp y 1294,57 MWn, casi triplicando la capacidad convocada.
En total se presentaron 20 proyectos —19 solares y uno eólico—, reflejando el creciente atractivo del mercado dominicano para desarrolladores e inversores. La apertura de las ofertas económicas se realizará el 7 de abril, paso que marcará el inicio de la evaluación financiera y el eventual mecanismo de subasta.
Y de acuerdo con el cronograma del proceso, la evaluación económica se desarrollará durante abril, mientras que la publicación de la adjudicación está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con la firma de contratos proyectada para el 22 de mayo.
Centroamérica y el Caribe avanzan con nuevos procesos de contratación
El dinamismo del mercado energético regional no se limita a República Dominicana, ya que diversos países del Caribe y Centroamérica avanzan con subastas y reformas regulatorias que amplían las oportunidades de inversión en energías renovables y almacenamiento.
En Panamá, la licitación LPI No. ETESA 01-25, recibió siete ofertas provenientes de seis generadoras que en conjunto representan hasta 260,57 MW de capacidad potencial entre proyectos eólicos e hídricos y la adjudicación está prevista para el 24 de abril.
Por su parte, Honduras extendió por tres meses el plazo para la recepción de ofertas de su licitación internacional de 1500 MW, uno de los procesos de contratación de capacidad más relevantes en la historia reciente del país, por lo que el nuevo plazo vencerá en junio de 2026, en un contexto de revisión de condiciones técnicas y contractuales.
La magnitud del proceso es significativa, ya que 1500 MW representan una porción relevante de la demanda nacional, lo que podría redefinir la composición futura de la matriz eléctrica hondureña al incorporar generación renovable y soluciones de respaldo hacia el horizonte 2030.
En el Caribe insular, Barbados también avanza con un cambio estructural en su política energética, con una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento mediante sistemas BESS, proceso que cuenta con el respaldo de organismos multilaterales y despertó un alto interés en el sector privado.
Allí más de 200 representantes de más de 40 empresas participaron en la conferencia preliminar organizada por el Gobierno junto al regulador Fair Trading Commission, la utility Barbados Light & Power, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), GEAPP y el Banco Central de Barbados. El proceso marca un punto de inflexión para el país, que hasta ahora operaba bajo un esquema de feed-in tariff y comienza a implementar mecanismos de adjudicación competitiva.
Esto significa que FES Caribe se posiciona como un espacio clave para comprender las tendencias del mercado energético regional en un contexto de nuevas licitaciones, reformas regulatorias y creciente apetito inversor.
Durante dos jornadas de conferencias y reuniones de negocio, ejecutivos del sector analizarán el desarrollo de la energía solar y eólica, la integración del almacenamiento con baterías, los desafíos de financiamiento y las oportunidades que surgen en los distintos mercados de Centroamérica y el Caribe.
El evento espera reunir a cientos de ejecutivos y representantes de empresas líderes del sector, consolidando un entorno donde el intercambio de información estratégica y las reuniones de networking facilitan el avance de proyectos y acuerdos que contribuyen a acelerar la transición energética en la región.
Coral Energía acelera su expansión en el mercado argentino con una amplia cartera de proyectos en desarrollo, principalmente solares y de almacenamiento en baterías.
“Queremos completar 250 MW en operación y tenemos un pipeline importante de 800 MW desarrollados, pensando mucho también en la nueva licitación AlmaSADI y en seguir ampliando nuestro portfolio solar”, afirmó el CEO de Coral Energía, Nahuel Vinzia, al describir la hoja de ruta de crecimiento de la compañía en el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
La empresa avanza con 17 proyectos en construcción en distintas etapas de ejecución, de los cuales 15 son fotovoltaicos y los dos restantes de baterías adjudicados en la licitación AlmaGBA (BESS Parque” y “BESS Pilar”, cada uno de 50 MW de potencia a un precio de USD 11461 MWmes y USD 11979 MWmes, respectivamente).
“El primer proyecto puesto en marcha para Coral es un granito ahora en marzo de 2026 y el resto de los proyectos esperamos que también estén con COD durante 2026”, señaló el CEO de la compañía ante más de 600 líderes del sector.
Cabe recordar que Coral Energía acumula alrededor de 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y proyectos en construcción, mientras proyecta una expansión sostenida hacia el final de la década.
Como parte de esa estrategia, la compañía se ha fijado el objetivo de alcanzar 1 GW de contratos renovables firmados hacia 2030, consolidando su presencia dentro del mercado eléctrico argentino.
Dentro de esa hoja de ruta, el almacenamiento emerge como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de la empresa, especialmente tras su participación en la licitación AlmaGBA, donde fue una de las adjudicatarias más relevantes.
Ahora la mirada está puesta en AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone a lo largo del país, con el objetivo de reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir cortes de suministro en distintas regiones.
Ese recorrido consolidó la visión estratégica de Coral Energía respecto al rol que tendrán las baterías dentro del sistema eléctrico argentino en los próximos años: “Estamos entusiasmados, es tan positivo el recibimiento que vemos el almacenamiento como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de Coral Energía en los próximos años”.
A ello se debe agregar que, la firma también evalúa ampliar su presencia hacia otras tecnologías de generación, en función de su competitividad dentro del sistema eléctrico, a pesar de tener un enfoque principalmente solar y storage.
“Somos una empresa de energía y queremos traer a la mesa proyectos de generación con buen LCOE que ayuden a optimizar el costo general del sistema. Las tecnologías están compitiendo y desde Coral Energía estamos evaluando proyectos eólicos y otro tipo de generación”, subrayó Vinzia.
Señales de precio y previsibilidad para impulsar inversiones
Más allá del avance de proyectos y del potencial de nuevas licitaciones, la evolución del mercado eléctrico argentino será determinante para habilitar nuevas inversiones y contratos de largo plazo, particularmente en el segmento corporativo.
“A medida que aparezcan las señales de precio claras, una vez que pase esta transición y que la demanda otra vez recupere, recién ahí veremos contratos de mediano a largo plazo”, explicó el CEO en FES Argentina.
“Este año tal vez sea de esperar un poco y ver cómo se estabiliza, cómo es la previsibilidad, confiabilidad del nuevo sistema y las señales de precio que sean claras para que la demanda pueda contractualizar (…) Necesitamos que haya previsibilidad, confianza y señales para que siga bajando el costo financiero, que seguramente empujará a todas las tecnologías renovables y al almacenamiento”, agregó
AmCham, la Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina, cerró la edición 2026 de la Argentina Week con un encuentro en Nueva York que reunió a inversores internacionales, empresarios y funcionarios de ambos países. En ese marco, la cámara distinguió a Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy, como el Empresario Argentino del Año.
Galuccio fundó Vista hace apenas ocho años. En ese tiempo, la compañía creció de manera exponencial y hoy se consolidó como el principal productor independiente de petróleo y el mayor exportador de crudo de la Argentina. Desde el inicio de sus operaciones en el país, Vista invirtió más de 6.500 millones de dólares en Vaca Muerta y proyecta desembolsar entre 1.500 y 1.600 millones de dólares durante este año. En paralelo, la compañía más que quintuplicó su producción, pasando de 24.500 barriles diarios de petróleo a 135.000 barriles por día.
Visión de largo plazo
Al recibir el premio, Galuccio expresó su “gran aprecio y enorme respeto por AmCham” y destacó que “los lazos entre ambos países han sido fundamentales para el desarrollo de la Argentina. De hecho, el primer proyecto de escala en el de-riskeo de Vaca Muerta fue realizado por nuestra empresa nacional de bandera junto con Chevron”.
En ese sentido, señaló que “el potencial de crecimiento futuro está directamente relacionado con el interés de las empresas norteamericanas en invertir en el recurso no convencional, y AmCham cumple un rol clave como nexo para generar nuevos diálogos y construir puentes entre ambos países”.
Sobre el desarrollo de Vaca Muerta, Galuccio afirmó que “es un hito del cual los argentinos tenemos que sentirnos orgullosos, porque cambió el paradigma energético del país. Hoy estamos en camino de convertirnos en un proveedor global de energía en un mundo que la necesita para el desarrollo del planeta y de su gente”.
“Es también un ejemplo de que cuando los argentinos nos alineamos detrás de una visión de largo plazo somos capaces de hacer cosas extraordinarias”, agregó.
Cultura
El fundador de Vista también destacó el rol de las personas y la cultura de la compañía: “En Vista tenemos profesionales extraordinarios que trabajan dentro de una cultura que los empodera para lograr resultados extraordinarios. Ellos son los verdaderos dueños de este premio”.
Finalmente, Galuccio señaló que la distinción tiene para él un significado especial: “Este premio cierra un círculo que comenzó cuando tenía 25 años en Estados Unidos, un camino que me llevó a recorrer el mundo y que finalmente me devolvió a la Argentina, el país que me formó en lo profesional y en el carácter. Pienso en ese recorrido y solo puedo sentir un profundo agradecimiento hacia quienes fueron parte de este camino: mi país, el equipo de Vista, mi familia, a las provincias de Neuquén y Río Negro y, nuevamente, AmCham”.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) declaró en emergencia el suministro de gas natural en Perú durante 14 días —del 1 al 14 de marzo— tras el siniestro registrado en el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) a la altura del kilómetro 43, lo que redujo drásticamente la disponibilidad de combustible para el sistema energético e impactó de inmediato en el mercado eléctrico.
El precio de la energía en el mercado spot superó los 250 USD/MWh frente a un promedio cercano a 30 USD/MWh registrado en febrero, según datos analizados por Moody’s Local Perú, reflejando la presión que genera la sustitución de generación a gas por combustibles líquidos más costosos.
En este contexto, Eduardo Ramos Arechaga, director de Optima Energy Perú, advirtió que el episodio revela debilidades estructurales del sistema energético nacional, lo que pone en evidencia la necesidad de fortalecer la resiliencia.
“Pasamos de operar con costos bajos y estabilidad a un régimen de emergencia donde cada molécula se raciona y los precios se disparan. La dependencia no es solo cuantitativa (el porcentaje que aporta), sino cualitativa: el gas es el respaldo de las renovables y el combustible de ajuste de todo nuestro sistema. Sin él, el modelo de despacho económico simplemente colapsa”, explicó Ramos Arechaga.
Al mismo tiempo, la situación volvió a instalar el debate sobre la diversificación de la matriz eléctrica y el rol que pueden desempeñar las energías renovables para reducir la exposición del sistema a interrupciones en el suministro de combustibles.
“El debate no puede ser gas versus renovables, sino cómo integrar renovables con almacenamiento y respaldo flexible para que el sistema sea robusto en todos los escenarios”, sostuvo el director de Optima Energy Perú.
En ese escenario, el ejecutivo remarcó que la expansión de generación solar y eólica puede contribuir a moderar los costos del sistema, especialmente en contextos de volatilidad en los combustibles.
“Cada MWh renovable que ingresa al sistema es un MWh que no se genera con diésel a 300 o 400 soles / MWh”, apuntó Ramos Arechaga.
Actualmente, la matriz eléctrica peruana presenta una dinámica estacional marcada: durante la primera mitad del año predomina la generación hidroeléctrica, mientras que en la segunda —cuando disminuyen los caudales— la generación térmica a gas gana protagonismo (llegando a más del 50%)
“El día de hoy, por ejemplo, la generación solar y eólica está aportando cerca del 10% de la demanda. Es valioso, pero no suficiente para reemplazar el 40% que aporta el gas. Son un complemento que va cobrando y cobrará mucho más protagonismo, pero no es un sustituto”, manifestó.
Frente a este escenario, el ejecutivo señala que el almacenamiento energético podría desempeñar un rol clave para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico, especialmente en situaciones de contingencia.
“Para sustituir la potencia firme que hoy aporta el gas —unos 3.000 MW en estiaje— necesitaríamos una capacidad de almacenamiento que hoy es inviable económica y técnicamente”, agregó el ejecutivo.
Cabe recordar que el sector renovable está a la espera de la reglamentación de la Ley 32249, que busca habilitar el arbitraje de energía y potencia y abrir nuevas oportunidades de negocio para sistemas de almacenamiento como las baterías.
La normativa será determinante para definir el funcionamiento del esquema de licitaciones para distribuidoras y el desarrollo del mercado de servicios complementarios en el sistema eléctrico.
“Las licitaciones de BESS deberían ser una prioridad, no un piloto”, enfatizó.
Además, el ejecutivo advirtió: “El reglamento de licitaciones de distribuidoras sigue pendiente. Sin él, no hay señales de largo plazo para nueva oferta, ya sea renovable o firme”.
El mercado fotovoltaico global atraviesa una nueva dinámica marcada por cambios regulatorios y fiscales en China, que comenzaron a alterar el comportamiento de la demanda y a impulsar compras anticipadas de módulos solares por parte de desarrolladores y distribuidores a nivel internacional.
“En abril se quita la devolución de IVA en China, entonces hubo mucha demanda para marzo porque muchos querían aprovechar ese precio de descuento”, señaló Marcos Donzino, Head of Sales South America de JA Solar, durante Future Energy Summit (FES) Argentina, evento que reunió a 600 ejecutivos y especialistas del sector energético.
«Todos saben de la suba de precios de paneles que hubo desde diciembre hasta hoy, que era una suba un poco inesperada porque nos habíamos acostumbrado a que los paneles cada vez sean más competitivos. Es un mercado muy volátil y está muy sujeto a shocks políticos o económicos; el mercado rota a un esquema de compresión de oferta y apuntando más a eficiencia y no solo precio”, explicó.
Dentro de esta evolución, la compañía está enfocando su estrategia en módulos con tecnología TOPCon, que permiten mejorar el rendimiento manteniendo dimensiones y características operativas compatibles con proyectos existentes.
“Nuestro objetivo es reducir el riesgo del cliente, porque sabemos que todos los proyectos son proyectos de riesgo al final”, señaló Donzino.
En este contexto, el directivo destacó que el almacenamiento energético comienza a ganar protagonismo dentro del desarrollo del mercado argentino, especialmente como complemento para proyectos solares de gran escala, considerando que una obra de transmisión requiere más tiempo para su puesta en marcha en comparación que un sistema BESS.
«Toda fuente renovable que tiene intermitencia también vierte mucha energía a mediodía, entonces el storage puede dar más fiabilidad y rentabilidad al proyecto”, agregó.
El ejecutivo también identificó un creciente interés por soluciones energéticas en el segmento comercial e industrial, donde empresas buscan optimizar su consumo mediante generación distribuida y almacenamiento.
Según explicó, a medida que los mercados eléctricos evolucionen hacia esquemas de precios horarios, estas soluciones podrían habilitar nuevos modelos de negocio vinculados a la gestión de la energía. En ese sentido, mencionó experiencias de otros mercados de la región.
“Habrá bastante oportunidad para lo que es por ahí ser un trading de energía, por ejemplo cuando tengamos un sistema más parecido a las bandas horarias que existen en Chile”, indicó.
En ese escenario, JA Solar busca consolidar su posicionamiento en la región apoyándose en una integración completa de la cadena de valor fotovoltaica, desde la producción de silicio, lingote, oblea y celada, hasta la fabricación de módulos.
Actualmente, la compañía cuenta con alrededor del 14% de participación en el mercado global de módulos solares y continúa ampliando su presencia comercial en América Latina, donde ya tienen un equipo de cuarenta personas acompañando la demanda local. En el caso argentino, el ejecutivo considera que el sector comienza a mostrar señales de mayor dinamismo en el desarrollo de proyectos.
“No estamos tan detrás de la línea de Chile como veníamos en instalación de sistemas fotovoltaicos a gran escala”, concluyó.
El mercado fotovoltaico español atraviesa una etapa de ralentización tras varios años de fuerte crecimiento, un escenario que está redefiniendo las prioridades de los desarrolladores y elevando las exigencias técnicas sobre los componentes de las plantas.
Durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia, Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter, analizó cómo este contexto está impulsando una mayor demanda de estructuras capaces de aportar previsibilidad, reducir riesgos y adaptarse a nuevos modelos operativos como la hibridación.
“Estamos en un momento de transformación, donde tenemos que encontrar el equilibrio entre explotar esos activos que tenemos listos para producir, porque son muy competitivos y muy buenos, con la demanda que hay en el sistema”, afirmó Alegría.
Desde la perspectiva de los fabricantes de sistemas de montaje, el ejecutivo consideró que el sector atraviesa actualmente una fase de estabilización tras el fuerte dinamismo de los últimos años. “Vemos claramente un mercado que está en una meseta”, señaló, al referirse al ritmo actual de nuevas inversiones en proyectos solares.
En ese contexto, Alegría reconoció que dentro de la industria existe cierto clima de cautela. Sin embargo, remarcó: “Hay mucho negativismo, pero en estos tiempos es donde nacen las oportunidades y el desarrollo”.
A pesar de este escenario, el directivo subrayó que los fundamentos estructurales del sector permanecen firmes, especialmente por el papel que juega la energía solar dentro de las estrategias de seguridad energética. Hecho que modifica la manera en que los desarrolladores evalúan los distintos componentes de una planta fotovoltaica. Según Alegría, los sistemas de montaje han dejado de ser considerados únicamente como una partida dentro del presupuesto de inversión.
“Los desarrolladores ven los sistemas de montaje ya no como una línea de CAPEX que tienen que cumplir, sino como un sistema que debe aportar a reducir los riesgos del proyecto”, afirmó.
En paralelo, la evolución del mercado eléctrico español también está impulsando nuevas configuraciones de proyectos, como un mayor protagonismo para integración de esquemas híbridos en plantas solares a fin de reducir vertimientos (curtailment), optimizar la producción y mejorar la rentabilidad de los activos mediante almacenamiento.
«Se están buscando sistemas de montaje que sean capaces de encajar en sistemas híbridos o plantas híbridas sin incrementar los riesgos sobre el proyecto”.
A esto se suma otro desafío creciente para los desarrolladores: la complejidad de los terrenos disponibles para nuevas plantas y la necesidad de adaptarse y evitar el movimiento de tierras. En el caso de España, detalló que el sector continúa claramente dominado por seguidores solares, ya que permiten maximizar la producción fuera de las horas centrales del día, cuando los precios de la electricidad suelen ser más bajos.
Sin embargo, esta lógica no se replica en todos los países, como ejemplo mencionó República Dominicana, donde las condiciones climáticas influyen en la decisión tecnológica: “Es un mercado principalmente de fija porque tienes velocidades de viento muy fuertes y es hacia donde se decantan los clientes”.
Actualmente, Schletter acumula más de 60 GWp de sistemas instalados a nivel global y presencia en más de 100 países, lo que permite a la compañía adaptar sus soluciones a distintas condiciones de mercado y geografía
El crecimiento de la energía solar en Argentina comienza a abrir un nuevo frente dentro del sector: la gestión eficiente de las plantas ya instaladas. A medida que se expande la capacidad fotovoltaica, el desafío deja de centrarse únicamente en la construcción de nuevos proyectos y pasa a enfocarse en la operación y el mantenimiento a largo plazo.
“Un parque solar puede perder hasta 30% de eficiencia sin mantenimiento adecuado”, Francisco Bernardin, CEO de SolarCleano Argentina, durante el reciente encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).
Si bien la construcción de un parque solar responde a un proceso de ingeniería relativamente acotado en el tiempo, la operación se extiende durante más de dos décadas, lo que obliga a optimizar cada variable operativa para sostener los niveles de generación proyectados.
La acumulación de suciedad en los paneles y la falta de mantenimiento sistemático pueden afectar de manera significativa el rendimiento del sistema. De acuerdo con el ejecutivo, estas pérdidas de eficiencia no solo impactan en la producción energética, sino también en el desempeño económico de los proyectos.
Este escenario cobra especial relevancia en un contexto donde los modelos financieros dependen fuertemente de la generación estimada durante toda la vida útil del parque. Cada punto porcentual de energía perdida impacta directamente en los ingresos de la central.
Por ese motivo, desde SolarCleano sostienen que el mantenimiento debe evaluarse como parte del modelo económico del proyecto y no únicamente como un gasto operativo.
Para enfrentar estos desafíos, la empresa impulsa el uso de robótica avanzada aplicada a la limpieza de paneles solares, una tecnología orientada a maximizar la eficiencia de los parques durante toda su vida útil.
La compañía desarrolló soluciones automatizadas capaces de limpiar grandes superficies de módulos en tiempos reducidos, lo que permite mantener niveles de generación más cercanos a los previstos en el diseño del proyecto.
“Este año hemos lanzado un nuevo robot que permite limpiar hasta 10 MW por día, lo cual hace que sea una limpieza eficiente, ágil y rápida”, señaló Bernardin.
Parte de estos sistemas incorpora tecnologías de automatización e inteligencia artificial, lo que permite operar de forma autónoma dentro de los parques solares. Algunos equipos incluso pueden alimentarse con energía proveniente de los propios paneles y baterías, lo que facilita su operación dentro de instalaciones de gran escala.
Desde la perspectiva de la empresa, la eficiencia operativa influye directamente en el flujo de ingresos de un proyecto solar. Cada mejora en el rendimiento de los módulos impacta en la producción energética y, en consecuencia, en la rentabilidad del activo.
En ese escenario, Bernardin destacó que el objetivo es acompañar a las plantas durante sus 20 o 25 años de operación, garantizando que puedan sostener los niveles de producción previstos al momento de su diseño.
“La idea es que esas plantas generen su máximo potencial, que fue el que se pensó en su diseño inicial”, concluyó.
El crecimiento del parque solar argentino también abre nuevas oportunidades para optimizar la operación de los proyectos ya instalados. En los últimos años se incorporaron numerosas plantas fotovoltaicas en distintas provincias, lo que comienza a trasladar el foco del sector hacia la eficiencia del parque existente.
En ese contexto, SolarCleano desarrolla soluciones de robótica avanzada para la limpieza y mantenimiento de paneles solares, con tecnologías diseñadas para mejorar la productividad energética de las instalaciones durante décadas de operación y reducir el consumo de agua en los procesos de limpieza.
Después de años trabajando en el sector de las energías renovables, hablando de fotovoltaica, almacenamiento, transición energética y descarbonización, Carolina Nester, Board Advisory en Circular Synergies, decidió ampliar su impacto más allá del ámbito corporativo y transformar ahora su experiencia técnica en una colección de libros infantiles que explican energías limpias y reciclaje desde la imaginación y el juego.
– Después de años en el sector renovable, ¿cómo surge la idea de escribir cuentos infantiles?
– Yo tengo dos niños pequeños, a mí siempre me había gustado el tema de los cuentos, soy muy de los colores y de matchear cosas en mi cabeza, y es verdad que con la falta de tiempo no me había dado nunca tiempo para la redundancia de sentarme a pensar. Durante años, la exigencia profesional marcó el ritmo. Con este parón que he tenido en mi última etapa, estando en casa digo ¿y por qué no? Ahora es el momento.
– ¿Qué tipo de libros decidiste crear?
– He sacado dos líneas, una es un cuento para enseñarles lo que son las energías renovables, tanto la fotovoltaica, la eólica, la geotérmica, la hidráulica, además de las tres R’s para el reciclaje. La colección incluye títulos como La Reina Miel, Lila, la mariposay Mi cuaderno de actividades sostenibles, disponibles en Amazon.
– ¿Cómo se traduce un concepto técnico como la fotovoltaica al lenguaje infantil?
– Tienes que explicarles con cosas del día a día. En mi casa utilizo maquetas con pequeñas placas solares para que el funcionamiento sea visible. Le tapas la plaquita y entonces para el molinito, se la sueltas y dices, mira, ves, cuando le da el sol funciona. La explicación parte de lo concreto: para que tú puedas encender la luz, tiene que haber una generación de energía. Los libros incorporan también actividades prácticas. Pueden usar lo que tienen en su estuche normalmente, en lugar de darles el móvil en una comida, le das el libro, recortan, colorean, pegan, y están ahí entretenidos. La idea es que el aprendizaje no sea abstracto, sino experiencial.
– ¿Era posible desarrollar este proyecto mientras ocupabas un rol ejecutivo?
– No, es imposible porque al final estás centrado 100% en el trabajo. En mi anterior puesto llevaba un equipo de 42 personas a cargo, lo que implicaba una dedicación total. No te daba margen a pensar en otra cosa que no fuera el trabajo. La dinámica diaria, sumada a la vida familiar, hacía inviable avanzar en el proyecto. Siempre había tenido las ganas, pero nunca había tenido la oportunidad.
– ¿Qué representa esta nueva etapa?
– Estoy encantada, estoy muy feliz, creo que va a ser muy bonito. El proyecto tiene además un componente de representación en un sector que reconoce como masculinizado. Es muy masculinizado, el ser ingeniero hoy en día es una parte muy masculina. Que vean que no solamente hay hombres, sino que hay mujeres que también entiendan de esto. Tienen que hacer algo que les guste, pero que hay posibilidades de hacer cosas que no es de hombres, sino que es de lo que tú quieras.”
– Después de años defendiendo la transición energética en el ámbito corporativo, ¿qué significa llevar ese mensaje a la infancia?
– Yo siempre he sido una apasionada de las renovables, y creo que ahora es una oportunidad muy buena a que los niños entiendan. Tienes que explicarles con cosas del día a día. Para que tú puedas encender la luz, tiene que haber una generación de energía.
Estos libros están inspirados en mis hijos y en mi pasión por las renovables. Son el puente entre mi vocación profesional y mi vocación como madre. Porque la transición energética no solo se construye con megavatios. Se construye con valores. Con conciencia, con educación desde la infancia. Hoy puedo decir que he cumplido uno de los sueños que llevaba años posponiendo.
Así, la fotovoltaica deja de ser solo una variable dentro de la estrategia corporativa para convertirse en historia ilustrada. Una iniciativa que no reemplaza su trayectoria en el sector, sino que la amplía: porque la transición energética también comienza en casa.
El Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, el Coordinador Ejecutivo del Programa de Incentivo a la Generación Distribuida) (PROINGED), Ricardo Lospinnato, Intendentes, y presidentes de cooperativas eléctricas, firmaron los convenios de operación y mantenimiento de cinco nuevos parques solares en los municipios de Coronel Suárez, Azul, Punta Indio, San Cayetano y Alberti.
Con una inversión de 2.4 millones de dólares, estos parques brindarán soluciones a restricciones del servicio eléctrico local, al mismo tiempo que posibilitarán que esas soluciones se desarrollen con energía fotovoltaica.
En los casos de Coronel Rosales y San Cayetano, y en función de la necesidad de atender demandas fuera del horario solar, se incorporó en esos parques un sistema de almacenamiento en baterías de litio.
El Plan de Generación Distribuida Solar implementado en la Provincia de Buenos Aires, tiene por objeto introducir mejoras en las redes de distribución para fortalecimiento del servicio eléctrico en localidades que presentan condiciones críticas en sus redes, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea.
El Subsecretario Ghioni subrayó: “Estos parques son el resultado del trabajo conjunto con cooperativas eléctricas, intendentes, federaciones que hace tiempo plantean problemas de funcionamiento, con limitaciones para el desarrollo sin obras de energía. En un contexto muy difícil a nivel nacional, la provincia de Buenos Aires atiende esas necesidades con la convicción de que su solución no puede quedar en manos del mercado”.
“No avanzar con estas obras, es no entender cómo funcionan las economías domésticas; no entender de macro ni de micro, y menos de sensibilización social”, agregó.
Participaron de la firma, los intendentes de los cinco municipios bonaerenses: Nelson Sombra por Azul; Jorge Gaute por Alberti; Rodrigo Aristimuño por Coronel Rosales; Miguel Ángel Gargaglione por San Cayetano y David Angueira, por Punta Indio.
Además, estuvieron presentes los presidentes de las cooperativas eléctricas que realizarán las tareas de mantenimiento y operación; autoridades de PROINGED y del Foro Regional Eléctrico de Provincia de Buenos Aires (FREBA).
Estos nuevos parques solares se suman a los 26 que ya se encuentran operativos y que junto con el sistema de generación renovable de la Isla Martín García, suman un total de 11.5 MW de potencia instalada en toda la provincia.
Detalles de las adjudicaciones: ⦁ CORONEL ROSALES – Localidad de PEHUEN-CO: 1.000 kWp + 2.097 kWh* de sistema de acumulación. ⦁ SAN CAYETANO – Localidad de San Cayetano: 400 kWp + 964 kWh de sistema de acumulación. ⦁ AZUL- Localidad de 16 DE JULIO: 300 kWp. ⦁ PUNTA INDIO – Localidad de PIPINAS: 300 kWp. ⦁ ALBERTI – Localidad de Alberti: 500 kWp ⦁ *kilovatio pico, unidad para medir la potencia máxima teórica que puede producir un sistema solar fotovoltaico
El Plan de Generación Distribuida Solar implementado en la Provincia de Buenos Aires permite, en sus diferentes puntos de intervención: ● Inyectar energía cerca de los centros de consumo, reduciendo pérdidas por transporte. ● Sustituir generación diésel por energía renovable. ● Aumentar la oferta eléctrica para emprendimientos productivos y desarrollo local. ● Brindar soluciones energéticas sustentables con plazos de ejecución más breves que las obras tradicionales de alta tensión.
La generación estimada de estos 5 nuevos proyectos es del orden de los 4.000 kWh al año, lo que equivale al abastecimiento con energía limpia a más de 1.300 hogares.
Las obras se llevarán adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a través de la subsecretaría de Energía y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.
El financiamiento de los proyectos ejecutados por este programa proviene de los fondos de la tarifa eléctrica destinados a las energías renovables.
Teherán alertó al mundo sobre la posibilidad de que el precio del crudo alcance los US$200 bbp/d. Sus fuerzas ya atacaron buques mercantes en el Golfo Pérsico, incrementando así las tensiones en Medio Oriente.
Informes recientes de Reuters indican que esta semana tres embarcaciones fueron alcanzadas por proyectiles en aguas del Golfo. El ejército de Irán justificó los ataques al informar que los tankers afectados no cumplían con sus órdenes. Con esto el número de buques comerciales dañados sube a 14 desde que comenzó la guerra, aumentando así las preocupaciones en relación a la seguridad de las rutas marítimas.
El estrecho de Ormuz se encuentra en el centro de la crisis energética, ya que es por el mismo donde transita alrededor del 20% del petróleo global.
La volatilidad volvió a ser un tema central luego de que el presidente Donald Trump habría salido a calmar los mercados (luego de que el crudo alcanzara los US$120 bbp) anunciando que la guerra se encontraba cerca de su fin, llevando calma a los inversores y generando un efecto que redujo el barril por debajo de los US$90 bbp, aunque las incertidumbres generadas por el conflicto volvieron a disparar las cotizaciones.
Ante esta coyuntura la IEA (Agencia Internacional de Energía) propuso liberar alrededor de 400 millones de barriles de reservas estratégicas. Esto podría presentar una de las mayores intervenciones coordinadas de este tipo en la historia. Si bien Estados Unidos respalda la iniciativa, el volumen no llegaría a suplir los 20 millones de bbp/d que transitan por el estrecho estratégico.
Cabe resaltar que si bien la región sudamericana sigue manteniéndose al margen del conflicto, países como Vietnam ya están sintiendo el impacto del conflicto en Medio Oriente. El día de la fecha el gobierno del país asiático ordenó a sus empleados estatales que realicen sus actividades laborales en modo de home office, con el fin de reducir el impacto en las subas de combustible.
En Pakistán, el primer ministro Shehbaz Sharif se dirigió ayer a la nación y anunció medidas que incluyen el trabajo obligatorio desde casa para la mitad de los trabajadores del sector gubernamental, y sugirió enfáticamente que el sector privado haga lo mismo. El primer ministro también pidió a las universidades y otras instituciones de educación superior que transfirieran las clases en línea.
A este escenario se suma otro elemento que empieza a preocupar a los mercados: la posibilidad de que Irán avance sobre algún tipo de control directo del tránsito en el estrecho de Ormuz. Analistas del sector energético advierten que, más allá de un cierre total —algo que implicaría una escalada militar mayor—, Teherán podría intentar imponer restricciones selectivas o incluso algún tipo de peaje informal sobre los buques que atraviesen el paso. Un esquema de ese tipo funcionaría como una herramienta de presión económica sobre los países importadores de crudo y sobre las compañías navieras que operan en la región.
Distintos reportes de agencias internacionales señalan que las autoridades iraníes ya han advertido que podrían endurecer los controles sobre la navegación en el Golfo si continúan los ataques contra sus activos militares. Aunque la implementación de un peaje formal sería difícil desde el punto de vista legal bajo el derecho marítimo internacional, la simple amenaza de inspecciones, demoras o bloqueos parciales ya introduce un nuevo factor de riesgo en uno de los corredores energéticos más sensibles del planeta.
Mientras tanto, el conflicto también empieza a tener repercusiones en el frente político interno de Estados Unidos. El aumento de los precios del petróleo y de los combustibles suele trasladarse rápidamente al debate doméstico, especialmente en un contexto electoral. Para la administración Trump, la evolución del conflicto con Irán se convirtió en un delicado equilibrio entre proyectar firmeza militar y evitar un impacto prolongado en los precios de la energía.
En Washington, algunos analistas advierten que una escalada prolongada en Medio Oriente podría erosionar la imagen del presidente de cara a las elecciones, especialmente si los precios del combustible vuelven a convertirse en un tema central para los votantes. En ese marco, los intentos de la Casa Blanca por transmitir que el conflicto podría resolverse pronto también buscan contener la volatilidad del mercado y evitar que la crisis energética termine trasladándose al terreno político. Según Bloomberg, existe que la posibilidad de que el mandatario americano piedra mayoría en el congreso de cara a las proximas elecciones.
En el marco de la “Argentina Week 2026” en Nueva York, la Compañía tgs presentó el Proyecto NGL’s, que busca industrializar los líquidos del gas natural asociados a la producción de hidrocarburos, a través del desarrollo de infraestructura de procesamiento, transporte, fraccionamiento y exportación.
Con una inversión aproximada de 3.000 millones de dólares (con esquema RIGI), tgs ya firmó acuerdos con varias de las principales operadoras de Vaca Muerta y mantiene negociaciones avanzadas con otras compañías, se indicó.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, empresa co-controlante de tgs, afirmó al respecto que “Hace más de 25 años que Argentina no concreta un proyecto de procesamiento de líquidos y este es el de mayor magnitud de la historia”.
“Es una inversión clave para solucionar unos de los cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el salto exportador del país”, añadió.
Y agregó que “Con proyectos estratégicos como este, tgs y sus accionistas están demostrando su compromiso, invirtiendo para que el enorme potencial energético argentino se transforme en crecimiento, exportaciones y desarrollo”.
El nivel de desarrollo del proyecto ha permitido acordar la firma de Cartas de Intención con productores de Vaca Muerta, tal el caso de Chevron, Shell, Tecpetrol, Pampa, Vista, YPF, entre otros, con el propósito de lograr en los próximos 60 días los Contratos Vinculantes requeridos, se describió.
Marcelo Sielecki, de la familia Sielecki co-controlante de tgs, afirmó que “El Proyecto NGL’s es una iniciativa central dentro de nuestra visión de largo plazo. Llevarlo a cabo nos permitirá consolidar un proyecto de escala, con impacto positivo en la balanza comercial y en el desarrollo energético e industrial del país”.
Por su parte, Oscar Sardi, CEO de tgs, describió que “Estamos impulsando una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo de Argentina, con una infraestructura que se extenderá a lo largo de cuatro provincias con un plazo de ejecución de 45 meses”. “Nuestra prioridad es el impacto socioeconómico, porque estimamos la creación de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 empleos indirectos, fortaleciendo el empleo local” agregó.
Sardi destacó que “esta inversión (permitirá una producción de líquidos de 2,7 MM/t año) generará exportaciones por 1.200 millones de dólares anuales, consolidando una fuente genuina de divisas y reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”.
El CEO de tgs detalló que “el proyecto contempla nuevas instalaciones de procesamiento de gas en nuestra Planta Tratayén, la construcción de un poliducto (de 573 kilómetros) entre Tratayén y Bahía Blanca, y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así también obras complementarias en la terminal marítima para su exportación”.
Se trata de un proyecto clave para fortalecer la posición de Argentina en los mercados energéticos regionales e internacionales, se remarcó en la presentación.
“En las próximas etapas tgs continuará trabajando en los aspectos técnicos, ambientales, regulatorios y económicos del proyecto, de acuerdo con los procesos de aprobación correspondientes”, se indicó.
La planta de TGS en Bahía Blanca se ampliará con un proyecto green field en la zona portuaria, con un poliducto de 600 kilómetros de extensión.
La compañía Transportadora de Gas del Sur (TGS) formalizó este miércoles el anuncio de su proyecto de infraestructura destinado al procesamiento y transporte de Líquidos de Gas Natural (LGNs). Con una inversión estimada en US$3.000 millones, la iniciativa busca resolver limitaciones estructurales en la Cuenca Neuquina.
Como parte del evento Argentina Week, en Nueva York, la presentación contó con una delegación oficial y empresarial, incluyendo al ministro de Economía, Luis Caputo; el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González; los gobernadores de Neuquén y Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck.
Por parte de los accionistas, encabezaron el acto el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, Marcelo Sielecki representante de la familia co controlante, y el CEO de TGS, Oscar Sardi. Quienes destacaron que el proyecto es el resultado de un proceso de inversión sostenido por la firma, que ya supera los US$700 millones de dólares en los últimos años para el desarrollo de infraestructura base.
Mindlin, en el encuentro que se transmitió por videoconferencia a Buenos Aires expresó: “Nunca vi tanto interés y entusiasmo por la Argentina como el que vimos en la Argentina Week en Nueva York. Para que ese entusiasmo se traduzca en inversiones extranjeras , los empresarios locales tenemos que dar el primer paso y el ejemplo con proyectos como el que hoy anunciamos desde TGS”.
El ministro de Economía Luis Caputo participó del anuncio de inversión, como parte de las actividades del Argentina Week, en Nueva York.
Por su parte, Sielecki destacó que la iniciativa responde a «una visión de largo plazo que busca fortalecer la infraestructura industrial y la generación genuina de divisas. La integración de la cadena, desde la captación en el pozo hasta el despacho marítimo, posiciona a la Argentina de forma competitiva en el mercado regional de propano y butano».
Una solución para Vaca Muerta
El objetivo central de la obra es abordar dos necesidades críticas del sistema energético actual. En primera instancia, busca monetizar componentes del gas natural que hoy fluyen por los gasoductos hacia consumos residenciales e industriales sin ser aprovechados como líquidos.
En segundo lugar, apunta a eliminar un «cuello de botella» técnico en Vaca Muerta, dado que la alta riqueza del gas de formación excede la capacidad actual de acondicionamiento, lo que impide que el fluido cumpla con las especificaciones técnicas necesarias para ser inyectado masivamente en los sistemas de transporte.
Sardi explicó que «el núcleo técnico de la propuesta se sitúa en la Planta Tratayén, que será transformada de una unidad de acondicionamiento a una de procesamiento integral con una capacidad de 43 millones de metros cúbicos diarios».
«Allí se realizará la separación para obtener gas seco, destinado a los gasoductos troncales, y una corriente de líquidos que será inyectada en un nuevo poliducto. Esta infraestructura de transporte recorrerá 600 kilómetros atravesando las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires», agregó el directivo.
La traza del poliducto culminará en la ciudad de Bahía Blanca, donde la compañía proyecta la construcción de una planta de fraccionamiento green field y una terminal de almacenamiento y despacho en Puerto Galván. Este complejo permitirá separar el flujo en propano, butano y gasolina natural. Según las proyecciones de la empresa, la operación comercial plena se alcanzará en un plazo de 45 meses, estimando una producción de 3 millones de toneladas anuales de productos.
El proyecto está avanzado en todos sus aspectos de ingeniería y ya tiene en marcha la licitación internacional de sus principales componentes.
Desde el punto de vista macroeconómico, el proyecto prevé un impacto significativo en la balanza comercial de la Argentina, con exportaciones estimadas en U$S1.200 millones por año. Además, durante la etapa de construcción, se espera la generación de 4.000 puestos de trabajo directos y aproximadamente 15.000 indirectos.
RIGI y financiamiento
El diseño de la inversión está estructurado para ser presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por el monto total de inversión de unos US$3.000 millones, lo que otorga el marco de previsibilidad y estabilidad necesario para un desembolso de esta magnitud, explicó fuentes de la compañía.
Sardi subrayó que el proyecto cuenta con un nivel de maduración avanzado, respaldado por acuerdos preliminares con operadoras como YPF, Chevron, Pampa Energía, Vista y Tecpetrol. En el plazo de 60 días, se prevé el perfeccionamiento de estos contratos para que adquieran carácter vinculante que dará lugar a la firma de la decisión final de inversión.
La iniciativa resulta estratégica para los productores que aspiran a alcanzar una meta de 1,5 millones de barriles de petróleo, ya que permite gestionar el gas asociado que, de otro modo, limitaría la producción de crudo no convencional.
La nueva infraestructura representa la primera planta de procesamiento de gran escala que se construye en el país en los últimos 25 años, sumándose a los complejos existentes de Cerri de TGS y Compañía Mega. Al tratarse de commodities con precios vinculados a índices internacionales y una demanda sostenida en distintos mercados, los líquidos de gas natural poseen un valor comercial que duplica o triplica al del gas natural.
El grueso de la inversión de US$3.000 millones se distribuirá en las locaciones de TGS en Neuquén y en Bahía Blanca.
Con el mercado interno abastecido, todo lo producido se está estructurando para exportación. Actualmente, el excedente de líquidos se maneja mediante soluciones logísticas paliativas, como el transporte en camiones o inyecciones temporales en oleoductos, métodos que la empresa considera inviables para los volúmenes de producción proyectados en la cuenca.
El financiamiento del proyecto se estructurará combinando la posición de caja actual de TGS con el respaldo de un consorcio de bancos internacionales. Esta arquitectura financiera busca apalancar el desarrollo de las dos nuevas unidades de procesamiento en Tratayén y la conversión de las dos existentes, garantizando la máxima extracción de líquidos del sistema.
Finalmente, la compañía informó que las próximas etapas inmediatas se centrarán en la finalización de los estudios ambientales, regulatorios y técnicos definitivos.
La Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 60/2026, que “Una vez transcurrido el Período de transición”, los ajustes en la tarifa final al usuario por las variaciones del precio de adquisición del gas por parte de las Distribuidoras “serán estacionales, abarcando los períodos del 1° de mayo al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 30 de abril del año siguiente”, dejando así sin efecto una modificación de dichos períodos que fue dispuesta por la Resolución 91/2018.
“Las variaciones del precio de adquisición del Gas serán trasladados a la tarifa final de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al Distribuidor ni al Transportista” bajo dicho esquema, ratifica uno de los considerandos de la nueva Resolución.
Es que la Ley de Marco Regulatorio 24.076 (de 1992) establece en el Artículo 38, que el precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición.
Cabe referir que la R-91/2018 ahora reemplazada había establecido que la periodicidad prevista para los citados ajustes estacionales, abarcara los períodos del 1° de abril al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 31 de marzo del año siguiente.
Aquella modificación se fundó en que, a esa fecha, la frecuencia prevista para el ajuste semestral de las tarifas de transporte y distribución (dispuesta por la Administración Macri) correspondía a los períodos mencionados, por lo que el objeto de esa medida consistió en alinear los períodos estacionales utilizados para el cálculo del costo del gas trasladado a tarifa (pass-through) con los períodos de vigencia de los cuadros tarifarios.
Energía señala ahora que “el fundamento de la citada Resolución 91/18 del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA ha perdido relevancia en el contexto actual, en el cual la determinación del Precio Anual Uniforme (PAU) implica que el precio base del gas reconocido en la tarifa se establece como un promedio anual”.
“En consecuencia, la estacionalidad regulatoria deja de responder a variaciones estacionales del precio del gas y pasa a reflejar principalmente la dinámica de la demanda del sistema gasífero, la cual presenta incrementos significativos a partir del mes de mayo”, describe la R-60.
La nueva Resolución establece que “sin perjuicio de la posibilidad de aceptación expresa, se entenderá que ha mediado aceptación -por parte de las prestadoras del servicio- a esta modificación de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes, con la primera presentación, ante el Ente Regulador, de la solicitud de traslado del precio de gas a los cuadros tarifarios, conforme con la periodicidad establecida” ahora.
La terminal portuaria operada por Otamerica en Puerto Rosales alcanzó un nuevo hito operativo al completar la operación número 100 en su nuevo muelle, mientras continúa con la tercera etapa de ampliación del proyecto Rosa Negra, orientado a fortalecer la infraestructura para la exportación de crudo.
La marca se concretó con la carga del buque tanque Aqualegacy, un Aframax de 250 metros de eslora y 120.290 toneladas de desplazamiento total, que operó en el Sitio 2 del nuevo muelle. Durante la maniobra se cargaron 111.600 metros cúbicos de petróleo crudo con destino al puerto de Richmond.
Operación del nuevo muelle
Desde la puesta en marcha del nuevo muelle en junio del año pasado y hasta esta operación, la terminal despachó un total de 8.101.595 metros cúbicos de crudo, incluyendo cargas destinadas tanto a exportación como a cabotaje. De ese volumen, 7.585.401 metros cúbicos correspondieron a exportaciones, mientras que 516.194 metros cúbicos fueron destinados a operaciones dentro del mercado interno.
En el segmento exportador, el Sitio 1 concentró 5.772.257 metros cúbicos cargados, mientras que el Sitio 2 registró 1.813.144 metros cúbicos. Por su parte, las operaciones de cabotaje alcanzaron 254.915 metros cúbicos en el Sitio 1 y 261.279 metros cúbicos en el Sitio 2.
“El desempeño operativo refleja el incremento de la actividad logística vinculada a la producción de Vaca Muerta y el rol creciente de Puerto Rosales dentro del sistema de exportación de crudo argentino”, destacaron desde la compañía.
El hito se produce mientras la compañía avanza con la Etapa 3 del proyecto Rosa Negra, que incorpora una nueva posición de amarre en el muelle y amplía la capacidad para operar buques de mayor porte, desde Panamax hasta Suezmax.
Nueva etapa de expansión
La nueva etapa contempla la extensión del muelle existente mediante una posición adicional con características similares a las del sitio exterior actualmente operativo. Con esta incorporación, la infraestructura adoptará una configuración en “T”, en reemplazo del esquema original en “L”, lo que permitirá mayor flexibilidad para la operatoria simultánea de buques de gran porte, según precisaron desde la firma.
Las etapas 1 y 2 del proyecto Rosa Negra ya se encuentran concluidas y operativas. Esas fases incluyeron la construcción de un muelle de aproximadamente 2.000 metros de longitud con dos posiciones para buques Aframax y Suezmax, además de una nueva estación de bombeo, una subestación eléctrica y la ampliación de la infraestructura vinculada al almacenamiento y despacho de crudo.
Capacidad de almacenamiento de la terminal
En la actualidad, la terminal cuenta con una capacidad de almacenamiento de 780.000 metros cúbicos y opera con habilitación plena de los organismos competentes.
La expansión portuaria se complementa además con el plan de profundización del canal que impulsan los consorcios de gestión de los puertos de Bahía Blanca y Puerto Rosales junto con el gobierno de la Provincia de Buenos Aires, una obra considerada clave para acompañar el crecimiento del tráfico petrolero.
En ese contexto, la ampliación en curso busca consolidar a Puerto Rosales como un nodo central del midstream argentino, al fortalecer la conexión logística entre la producción de Vaca Muerta y los mercados internacionales, en un escenario de expansión de las exportaciones de crudo.
El período invernal para los cuadros tarifarios de las tarifas de gas ahora irá desde el 1° de mayo al 30 de septiembre.
La Secretaría de Energía modificó la periodicidad de los ajustes estacionales del precio del gas que adquieren las transportistas y distribuidoras y se traslada de manera automática a las tarifas finales. La modificación deja al mes de abril afuera del período invernal, que ahora irá desde el 1° de mayo al 30 de septiembre, mientras que el período estival cubrirá desde el 1° de octubre al 30 de abril.
De esta manera, el nuevo esquema permite que el precio de importación de Gas Natural Licuado (GNL) también se traslade a las facturas finales del próximo invierno. Fuentes del sector explicaron a EconoJournal que la cartera energética implementó la modificación para que el costo del GNL de la licitación que se adjudicará el próximo 21 de abril pueda trasladarse el precio estacional de invierno, que ahora comenzará el 1° de mayo.
La medida se instrumentó a través de la Resolución 60 publicada este miércoles en el Boletín Oficial con la firma de la titular de la cartera energética, María Tettamanti.
Licitación para la importación privada de GNL
Enarsalanzó en febrero la primera licitación para que la importación de GNL la realice un privado. Se trata de un cambio de paradigma ya que desde 2008, cuando la Argentina comenzó a importar gas licuado por barco, todas las importaciones las realizó Enarsa con fondos del Tesoro y sin trasladse a las tarifas finales. Según el cronograma de la compulsa las ofertas se presentarán el próximo 6 de abril y la adjudicación será el 21 del mismo mes.
La licitación para que un trader privado importe cargamentos de GNL, que son clave para abastecer el pico de demanda del próximo invierno, se concretará en un escenario internacional convulsionado por el inicio de la guerra en Medio Oriente y la disparada de los precios del petróleo y del GNL. Un interrogante determinante para los cuadros tarifarios del próximo invierno es a qué precio se realizará la importación privada de gas por barco.
Nueva resolución para incorporar el precio del GNL a las tarifas
En los hechos, la medida de la cartera energética modifica la resolución 91 del Ministerio de Energía y Minería de 2018, que había fijado el período de ajustes semestral del precio del gas para trasladar a las tarifas a un invierno que iba del 1° de abril al 30 de septiembre.
De esta manera quedaban “alineados los períodos estacionales utilizados para el cálculo del costo del gas trasladado a tarifa (pass-through) con los períodos de vigencia de los cuadros tarifarios”, según remarca la resolución 60.
La secretaría a cargo de Tettamanti subraya que los fundamentos de la resolución de 2018 “perdieron relevancia en el contexto actual, en el cual la determinación del Precio Anual Uniforme (PAU) implica que el precio base del gas reconocido en la tarifa se establece como un promedio anual”.
En el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que implementó este verano el gobierno nacional la estacionalidad regulatoria dejó de responder a variaciones estacionales del precio del gas y pasó a reflejar principalmente la dinámica de la demanda del sistema gasífero, que tiene un aumento significativo a partir de mayo por el descenso de la temperatura en buena parte del país.
Por este motivo, la medida de este miércoles retoma los períodos estacionales originales del Numeral 9.4.2.3 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución aprobadas por el decreto 2.255 de 1992. Es decir, se vuelve a la estacionalidad prevista en la licencia original para fijar el precio del gas que se reconoce en los cuadros tarifarios y tomando en consideración el comportamiento estacional de la demanda.
La escasez de combustible en Cuba, o la falta total en algunas jurisdicciones, derivó en una crisis humanitaria y el sistema de salud de la isla se está acercando a un punto crítico, dijo hoy un vocero de la ONU.
“Seguimos profundamente preocupados por la cada vez más deteriorada situación derivada de la imposibilidad de importar combustible”, dijo Stephane Dujarric, vocero en jefe del secretario general del organismo, António Guterres.
“Esto desencadenó una crisis de energía”. El organismo mundial está negociando con sus pa´sies miembros, incluyendo a Estados Unidos, para que se pueda entregar ayuda sin obstáculos, dijo Dujarric en conferencia de prensa.
La Oficina de la ONU para la Coordinación de Asuntos Humanitarios (OCAH) confió que los hospitales enfrentan apagones frecuentes, escasez de medicamentos esenciales e incapacidad para operar, así como afectaciones en la atención oncológica, diálisis, servicios de emergencia, atención materno-infantil, sistemas de cadenas de frío y atención para afecciones crónicas y no urgentes.
Asimismo, indicó que cerca de 16.000 pacientes con cáncer necesitan radioterapia y que más de 12.000 que dependen de la quimioterapia no pueden recibir el tratamiento necesario debido a los apagones y la escasez de recursos.
Más del 80 por ciento de la infraestructura de bombeo de agua depende de la electricidad, lo que ha tenido como resultado una afectación generalizada y prolongada del servicio.
La administración estadounidense anunció el mes pasado que permitirá el ingreso de un poco de petróleo a Cuba, pero sólo podrá ser vendido al sector privado, no al Gobierno. Washington había prohibido previamente el envío de petróleo de Venezuela a Cuba.
En los últimos días los aumentos comenzaron a generalizarse en diferentes estaciones de servicio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (Caba), luego de las subas aplicadas durante marzo.
En el interior del país esos valores ya se habían observado antes, principalmente por mayores costos logísticos, carga impositiva y menor repercusión mediática en comparación con el Área Metropolitana.
La suba impactó principalmente en los combustibles premium, impulsados por el aumento del precio internacional del petróleo tras la escalada de tensiones en Medio Oriente, en particular por la guerra que involucra a Irán.
Durante lo que va de marzo, el crudo acumuló una suba cercana al 30%, lo que se trasladó gradualmente a los valores de los surtidores en el mercado local.
En ese contexto, las estaciones de servicio de Axion Energy ya exhibían precios superiores a los 2.000 pesos por litro en sus combustibles premium desde la semana pasada.
Por su parte, la red de estaciones de Shell, operada en el país por la empresa brasileña Raízen, había mantenido el valor en 1.999 pesos por litro, apenas por debajo de ese límite simbólico. Sin embargo, en los últimos días también actualizó sus carteleras y superó esa cifra.
El nuevo nivel de precios anticipa un impacto directo en el costo del transporte, la logística y los bienes y servicios, por lo que también podría influir en la inflación de marzo.
El Gobierno modificó el mecanismo que regula las actualizaciones del precio del gas que se trasladan a las tarifas que pagan los usuarios. La decisión fue oficializada este miércoles a través de la Resolución 60/2026 de la Secretaría de Energía.
La norma introduce cambios en los períodos estacionales que se utilizan para calcular los ajustes vinculados al costo del gas que compran las empresas distribuidoras. Esos valores forman parte de la tarifa final que llega a hogares, comercios e industrias.
A partir de ahora, el esquema volverá a organizarse en dos etapas bien definidas del año. El período invernal se extenderá del 1° de mayo al 30 de septiembre, mientras que el estival abarcará del 1° de octubre al 30 de abril del año siguiente.
El cambio se sustenta en lo previsto por la Ley 24.076, que establece que el precio que pagan los usuarios debe reflejar el costo de adquisición del gas por parte de las distribuidoras. Al mismo tiempo, la normativa indica que esas variaciones deben trasladarse a las tarifas sin generar ganancias ni pérdidas para las empresas transportistas o distribuidoras.
Desde la Secretaría de Energía explicaron que el esquema vigente había sido modificado en 2018 por una resolución del entonces Ministerio de Energía y Minería, que había alineado los períodos de actualización con los cuadros tarifarios semestrales.
El conflicto desatado en Medio Oriente, luego del ataque de los Estados Unidos e Israel a Irán, puede complicar el abastecimiento de combustible de algunos puntos del mundo, lo que llevará a un aumento en los precios intercnacionales, según explicó Pedro Cascales, Presidente de la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA).
“A pesar de que Irán sólo produce el 2 del petróleo a nivel mundial, representa el 20 % de lo que se genera en Medio Oriente, y además es uno de los principales abastecedores de China”, explicó Cascales en declaraciones a Diario Popular.
“La duración del conflicto en la pregunta del millón. Si el conflicto se prolonga, el precio de los combustibles a aumentar como el de cualquier otro commodity. No va a afectar a corto plazo, pero si a mediano y largo plazo. Irán es un país poderoso con un gran ejército”, explica el presiente de la Cámara que reúne a 16 empresas que operan el 70% del mercado y que funciona desde 1966.
Cascales que apunta que los hidrocarburos son clave para muchas actividades, al margen del consumo doméstico y del transporte. Desde los fertilizantes hasta los productos plásticos son derivados del petróleo y la Inteligencia Artificial (AI) consume una gran cantidad de electricidad, muchas veces generada por hidrocarburos.
Con respecto a la incidencia en la economía argentina, sostiene que no habrá un alza a corto plazo por el conflicto en las naftas, según lo confirman desde YPF, y el gas natural y en el envasado, especialmente en áreas rurales donde se utilizan conocidos “chanchas”, a partir de lo estimado por la Secretaría de Energía.
El estrecho de Ormuz, por el que transita una quinta parte del crudo del mundo y buena parte de minerales estratégicos, está virtualmente cerrado por las amenazas de la Guardia Revolucionaria iraní contra quienes lo transiten.
“Casi no están circulando buques en la zona y ninguna compañía los quiere asegurar. Países como China y los del sudeste asiático se van a ver afectados por esto”, apuntó el títular de la Cámara.
Además, Cascales, recordó otros conflictos en Medio Oriente, que también pusieron en riesgo la distribución de combustibles en su momento, como el caso de la Guerra del Golfo, a mediados de los 90′ “se plateó algo parecido, Irak es un país muy similar a Irán en cuanto a la producción de combustibles”, con aumento en los precios de los combustibles.
El director general de la Organización Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Mariano Grossi, advirtió que Irán aun posee uranio enriquecido suficiente para fabricar unas 10 bombas nucleares.
El argentino Grossi brindó una entrevista a RFI en la que subrayó su preocupación de que “la situación en lo que respecta a los activos nucleares de Irán permanece en el mismo estado en el que estaba antes de la guerra”.
“Es decir, existe un stock de uranio enriquecido al 60 %, de más de 440 kilogramos, una cantidad suficiente para fabricar una decena de armas nucleares”, puntualizó.
Sostuvo que “también hay capacidades tecnológicas e industriales que siguen existiendo”.
“Esto significa que, más allá del conflicto, que tendrá su propia lógica y que espero llegue a negociaciones, ojalá lo antes posible, será necesario volver a la mesa de” diálogo “y encontrar de una vez por todas una solución duradera a esta historia que nos afecta desde hace más de veinte años”, continuó Grossi.
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro inició en Cipolletti una serie de encuentros de trabajo con municipios productores para analizar y consensuar la propuesta de revisión de la distribución secundaria de regalías hidrocarburíferas, impulsada por el Gobierno Provincial.
Los encuentros se desarrollan junto a intendentes y equipos técnicos, encabezados por la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
El ciclo comenzó con el Intendente del municipio local, Rodrigo Buteler, y continuará durante los próximos días con las demás localidades productoras: Fernández Oro, Allen, General Roca, Cervantes, Catriel, Cinco Saltos, Campo Grande y Contralmirante Cordero.
Las reuniones se desarrollan en modalidad de trabajo técnico, con la participación de intendentes junto a sus equipos especializados, quienes son recibidos por Moya y colaboradores técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos.
El objetivo es revisar en detalle la propuesta metodológica presentada por la Provincia para actualizar la distribución de regalías entre municipios productores, un esquema que busca reflejar la realidad actual de la actividad hidrocarburífera y su impacto territorial.
“Lo que estamos buscando es conocer si tienen alguna contrapropuesta o si tienen alguna consulta puntual sobre sus municipios”, explicó Moya durante los encuentros.
La iniciativa forma parte del proceso de diálogo institucional que el Gobierno provincial impulsa con los municipios para actualizar distintos esquemas de distribución de recursos, incorporando criterios técnicos y buscando consensos con los gobiernos locales.
En paralelo, el ministro de Gobierno y Trabajo, Agustín Ríos, desarrolla un recorrido territorial junto a autoridades provinciales en el marco de la mesa de trabajo lanzada por el gobernador con todos los municipios.
Este espacio tiene como objetivo avanzar en el análisis y actualización de los índices de coparticipación provincial, cuya última revisión se realizó hace más de 30 años.
La licitación eólica e hídrica de Panamá recibió siete ofertas (repartidas en seis generadoras) que suman hasta 260,57 MW de potencia, según el análisis de los documentos oficiales del proceso y las propuestas presentadas por los desarrolladores.
El proceso LPI No. ETESA 01-25, impulsado por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), está destinado a contratar suministro de potencia firme y energía mediante contratos de largo plazo, mientras que la adjudicación está prevista para el 24 de abril, fecha en la que se conocerá qué proyecto asegurará los contratos dentro de esta convocatoria estratégica.
De acuerdo análisis de EnergíaEstratégica, la potencia total del proceso depende de la forma en que se calcule, ya que varios proyectos —especialmente los eólicos— presentan generación variable según el mes del año, ya que si se suman los picos máximos de generación que cada planta puede entregar en su mejor mes, el volumen total ofertado asciende a 260,57 MW de capacidad potencial.
Sin embargo, la capacidad real disponible para el sistema no es constante durante todo el año, debido a que los proyectos eólicos dependen de la intensidad del recurso viento.
Al analizar la generación conjunta mes a mes —considerando todos los proyectos en operación— la potencia combinada oscilaría entre 138,34 MW y 250,04 MW.
¿Cómo se reparte? Febrero sería el mes con mayor potencia disponible, cuando la capacidad conjunta alcanzaría 250,04 MW, impulsada por el máximo rendimiento de los parques eólicos. En contraste, octubre registraría el nivel más bajo de generación, con 138,34 MW, debido a la menor producción de los proyectos eólicos durante ese periodo.
La potencia ofertada por cada empresa
Los documentos de la licitación detallan la capacidad que cada empresa propone suministrar al sistema eléctrico.
UEP Penonomé III, S.A. presentó una oferta de 69 MW de potencia fija para todos los meses del año, convirtiéndose en una de las propuestas de mayor capacidad dentro del proceso.
Por su parte, UKA Parque Eólico La Colorada, S.A. ofertó una capacidad variable que alcanza un máximo de 90,39 MW en febrero y desciende a 16,59 MW en octubre, reflejando la estacionalidad del recurso eólico.
El proyecto presentado por Santa Cruz Wind S.A. también corresponde a un parque eólico con potencia variable, que oscila entre 61,23 MW en febrero y 12,81 MW en octubre.
En el caso de Los Naranjos Overseas, S.A., la propuesta contempla 10 MW de potencia constante durante todo el año, aportando generación renovable estable dentro del conjunto de ofertas.
Por su parte, Hidronorth Corp. presentó una central hidroeléctrica con potencia mensual variable que fluctúa entre 1,32 MW en marzo y 4,05 MW en octubre.
Finalmente, Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A. presentó dos propuestas distintas para la central San Bartolo.
La primera corresponde a una oferta de solo energía, con potencia variable que va desde 8,27 MW en abril hasta 20 MW entre junio y diciembre.
La segunda es una propuesta de solo potencia, que contempla 5,90 MW fijos a partir de 2031, mientras que durante los años iniciales del contrato —2029 y 2030— la oferta es de 0 MW.
Durante el acto de recepción de propuestas, la funcionaria de ETESA remarca que “no se registraron observaciones durante el proceso de apertura de sobres”, por lo que todas las ofertas continúan en competencia dentro del proceso licitatorio.
El proceso busca adjudicar contratos de suministro eléctrico a largo plazo, mecanismo utilizado en el país para asegurar abastecimiento energético y estabilidad en los precios del mercado eléctrico.
Tras la apertura de sobres, ETESA avanzará con la evaluación técnica y económica de las ofertas, etapa que determinará qué proyectos renovables serán adjudicados y se incorporarán al sistema eléctrico nacional en los próximos años.
Paraguay proyecta una expansión significativa de su sistema eléctrico para acompañar el crecimiento de la demanda, que en los últimos años superó ampliamente los niveles históricos y obliga a incorporar nueva generación en el corto plazo.
Según estimaciones oficiales, el país necesitará hasta 800 MW de capacidad adicional para abastecer tanto el aumento del consumo actual como la llegada de nuevas industrias.
“El sector privado va a ser el gran jugador de aquí para adelante en Paraguay”, afirmó el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina al explicar la estrategia del gobierno para movilizar capital hacia nuevos proyectos de generación eléctrica.
El funcionario detalló que el Plan Maestro de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) prevé una expansión anual de entre 400 y 500 MW, pero advierte que esa cifra podría ampliarse ante el crecimiento de la industria y de grandes consumidores.
“Existe una necesidad de 200 a 300 MW más que tendremos que implantar para atender a la gran industria que se viene”, señala el viceministro, aclarando que no cuenta la industria convergente.
Entre las medidas previstas se incluyen contratos de compraventa de energía (PPA) de hasta 30 años, la habilitación de consorcios y la cesión de proyectos, mecanismos destinados a facilitar el financiamiento de nuevas centrales.
Uno de los hitos de esta estrategia será la primera licitación solar a gran escala del país, que prevé la construcción de un parque fotovoltaico de 140 MW en Chaco Central, que se lanzará una vez concluida la reglamentación de la normativa de promoción renovable.
“Estamos obligados a lanzar la licitación antes de mitad de año”, afirmó el viceministro, quien detalló que el proyecto podría entrar en operación entre un año y medio y dos años después de adjudicado.
“¿A qué precios se pueden instalar los proyectos? Entre USD 50-60 por MWh, por lo que entiendo que hay una rentabilidad importante y que es un punto de equilibrio para entrar al mercado”, agregó Bejarano
Esa necesidad de licitaciones y nuevos proyectos se debe al fuerte aumento de la demanda, considerando que en 2024 osciló 18% y 12,5% en 2025, comparado con los 7 puntos porcentuales tradicionales, lo que achica la franja de potencia instalada disponible.
En este contexto, el gobierno impulsa un cambio de paradigma en el sistema eléctrico nacional, históricamente concentrado en torno a la ANDE, buscando atraer inversión privada mediante nuevos instrumentos regulatorios, incluyendo la reciente Ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022), que habilita distintos esquemas de participación para desarrolladores y financistas.
En paralelo, el gobierno abrió nuevas modalidades para la comercialización de electricidad, permitiendo contratos directos con grandes consumidores de más de 30 MW, así como el desarrollo de proyectos de autoconsumo.
El nuevo esquema también promueve la generación distribuida en instalaciones menores a 1 MW, donde la ANDE tiene la obligación de adquirir la energía generada por los autoproductores. Este segmento podría expandirse especialmente en el área metropolitana.
Integración regional y nuevos mercados eléctricos
La expansión energética paraguaya también contempla nuevas oportunidades de exportación hacia mercados regionales, aprovechando la infraestructura de interconexión eléctrica existente, considerando que el país ya cuenta con vínculos energéticos con Brasil y Argentina, a la vez que analiza la posibilidad de ampliar su alcance hacia Bolivia mediante futuras interconexiones.
“Tenemos posibilidad de exportación de energía, dado que se abre un nuevo mercado como Bolivia y hay una posibilidad de interconexión a futuro bastante cercano”, explica Bejarano.
Además, el desarrollo de infraestructura regional como la Ruta Bioceánica podría impulsar nuevas actividades industriales en el Chaco paraguayo, lo que incrementaría la demanda energética en esa región y abriría oportunidades para proyectos renovables y de generación firme que acompañen el crecimiento del sistema eléctrico.
El mercado solar entra en una etapa de ajuste tras varios años de caída acelerada en el precio de los paneles. Así lo advirtió Luis Contreras, Managing Director de YingliSolar, quien anticipó que los paneles solares podrían aumentar hasta un 19%, en un escenario marcado por ajustes en los costos de fabricación, cambios regulatorios en China y una mayor exigencia para el desarrollo de nuevos proyectos.
“En la cadena de suministro el polisilicio, la oblea y la célula están subiendo en precios. Ahora mismo han subido ya un 10% y en abril se suma un 9%. Nos enfrentamos a un año fundamentalmente de ajuste””, explicó el ejecutivo durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia.
Según explicó, el sector atraviesa un punto de inflexión luego de un período de precios extremadamente bajos que, en muchos casos, resultaron difíciles de sostener para la industria. Y uno de los factores centrales detrás de este cambio es el encarecimiento de distintos eslabones de la cadena de suministro solar, especialmente en materiales clave utilizados para la fabricación de paneles.
“Eso significa directamente un 9% de coste adicional sobre el precio nuevo”, remarcó el ejecutivo, aludiendo a que ese incremento podría modificar el escenario de precios que caracterizó al sector en los últimos años, obligando a promotores, desarrolladores e inversores a recalcular los costos de nuevos proyectos.
“El que esté diseñando ahora CAPEX en los próximos meses se está encontrando con una gran dificultad porque o no damos precios o estamos dando precios un poco inflado”, advirtió el representante de Yingli Solar.
De todos modos, el módulo fotovoltaico seguirá aportando nuevos atributos y prestaciones a la tecnología de generación renovable, siendo la tipología de celda N-Type como el principal vector de innovación para los próximos años.
Según el referente de la compañía, este tipo de soluciones permitirá mayor eficiencia energética, más potencia por metro cuadrado y mejores prestaciones operativas ante altas temperaturas y bajas radiaciones, características cada vez más valoradas en proyectos utility scale.
Hibridación y regulación: los nuevos desafíos del mercado
El crecimiento del sector también dependerá del desarrollo de proyectos híbridos que integren generación solar y almacenamiento, un modelo que gana interés entre los desarrolladores.
Sin embargo, el Managing Director de Yingli Solar enfatizó que “los desarrolladores y los promotores realmente quieren hacer hibridación y colocar baterías, pero no tienen las reglas claras”.
Entre los principales obstáculos señaló la ausencia de mecanismos para remunerar la flexibilidad del sistema eléctrico y procesos más ágiles para la conexión a la red.
“No tienen mecanismos claros en cuanto al mercado de capacidad, a la retribución de la flexibilidad y a la aceleración o agilidad en la conexión a red”, agregó.
Contreras considera que el mercado atraviesa una etapa comparable a los primeros años de expansión de la energía solar en España: “Estamos en un momento parecido al que tuvo la fotovoltaica en 2004 o 2006”.
El almacenamiento energético comienza a posicionarse como uno de los pilares para la próxima etapa del mercado renovable argentino, en un contexto marcado por nuevas señales regulatorias como la licitación Alma SADI por 700 MW.
En este escenario, Luiz Fernando Biagini, Head of Sales Southern Cone de Sungrow, aseguró que Argentina podría experimentar un crecimiento acelerado de sistemas BESS, con proyecciones que podrían superar ampliamente las previsiones iniciales del mercado.
“En los años pasados solíamos hablar de números conservadores como 3 GWh en storage, quizás 6 GWh como una cifra más agresiva, y yo creo que va a pasar mucho más”, afirmó el ejecutivo al referirse al potencial de capacidad instalada de sistemas BESS en el país en los próximos años.
De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.
De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.
En ese contexto, Sungrow busca posicionarse como uno de los actores tecnológicos que acompañen ese crecimiento. La compañía ya acumula más de 10 GWh de almacenamiento instalados en América Latina, experiencia que le permite trasladar conocimiento técnico y operativo a nuevos mercados como el argentino.
“En 2025 ya tenemos 4,8 GWh vendidos en América Latina y para 2026 tenemos comprometidos alrededor de 5 GWh”, señaló Biagini al referirse al pipeline de proyectos BESS en la región.
Asimismo, el directivo destacó que el crecimiento del storage en Argentina no dependerá únicamente de la tecnología, sino también de la evolución regulatoria y de las señales que el mercado comience a consolidar en los próximos años.
En ese marco, Biagini sostuvo que la flexibilidad será un elemento central para los desarrolladores y proveedores de tecnología, ya que cada proyecto presenta requerimientos distintos en función del sistema eléctrico y del modelo de negocio.
“Cada cliente tiene una necesidad distinta, entonces tener un producto que se adecue a su necesidad es clave. Y tener un sistema que dure 20 años con PPAs firmados y que pueda garantizar esa energía que nuestros clientes van a entregar a la red es una responsabilidad muy grande”, señaló Biagini.
En paralelo, el ejecutivo destacó que la evolución tecnológica del almacenamiento continuará avanzando para acompañar el crecimiento del mercado, de modo que Sungrow lanzó recientementePowerTitan 3, una solución diseñada para aplicaciones utility scale con 6,9 MWh por contenedor.
“Chile es el laboratorio de América Latina, quizás todo pasa allá primero y después se va a los otros países. Tener esa tecnología, saber que somos líderes del mercado y que tenemos la capacidad para comisionar en tiempo récord nos da mucha seguridad para llevar esa tecnología a Argentina”, apuntó.
El cuello de botella del sistema eléctrico español dejó de ser tecnológico. Hoy es estructural. La falta de acceso efectivo a la red y la ausencia de mecanismos de estabilidad económica condicionan el desarrollo de almacenamiento de larga duración, especialmente bombeo hidráulico.
Así lo planteó José Luis Adanero, director de Planificación, Regulación e Inversiones de Iberdrola, durante el segundo panel en FES Iberia 2026. “Tú empiezas con ilusión cuando tienes un acceso”, afirmó, al explicar cómo la paralización de nudos y concursos pendientes frena proyectos estratégicos incluso cuando están técnicamente maduros.
En inversiones que se proyectan a 40, 50 o más años, la visibilidad regulatoria es determinante. Sin punto de conexión firme no hay estructuración financiera posible. El directivo insistió en la necesidad de reactivar esa dinámica. “Hay que ilusionar con ese acceso en que los permisos avancen”, sostuvo, vinculando el debate con planificación de redes y agilidad administrativa.
En este contexto, el almacenamiento aparece como la pieza que permite sostener la penetración renovable sin comprometer la estabilidad. Iberdrola acumula 125 años de trayectoria y mantiene una posición histórica en tecnologías de flexibilidad.
“La parte de almacenamiento siempre ha estado”, recordó Adanero.
«Alguien trató de comparar el tipo de almacenamiento hablando de que uno es un avión y otro es una bicicleta. Ambos te mueven, pero posiblemente si quieres llegar lejos necesites a lo mejor un avión”, explicó.
La comparación expone una visión estratégica: las baterías electroquímicas —de rápida ejecución y creciente competitividad— aportan flexibilidad operativa de corto plazo. El bombeo, en cambio, ofrece potencia y duración estructural.
Iberdrola opera activos como Tâmega en Portugal y La Muela en Valencia, y desarrolla seis proyectos electroquímicos que suman 300 MWh, de los cuales tres ya están en servicio. Sin embargo, la expansión del bombeo enfrenta restricciones adicionales.
El desarrollo de almacenamiento de larga duración exige mecanismos estables que complementen los ingresos de mercado. Adanero afirmó que es necesario que los pagos por capacidad puedan asegurar parte de ese ingreso que vas a recibir para pagar la inversión que has llevado a cabo.
En paralelo, el horizonte concesional condiciona nuevos proyectos hidráulicos. “Esas concesiones probablemente no tengan una vida de los 70 u 80 años que tú deberías esperar para viabilizar un bombeo nuevo”, advirtió.
Sin extensión adecuada de concesiones y sin pagos por capacidad bien diseñados, el bombeo pierde atractivo financiero frente a otras alternativas de menor plazo.
Más allá de la tecnología, el ejecutivo sostuvo que el foco está en la estabilidad sistémica, en equilibrio entre generación renovable, almacenamiento y capacidad firme.
El mensaje final hacia el regulador fue claro: acceso efectivo, redes modernizadas, almacenamiento estructural y señales económicas de largo plazo. Sin esos elementos, la transición pierde velocidad. Con ellos, el sistema eléctrico puede consolidar resiliencia y competitividad industrial en un entorno de creciente electrificación.
En el marco de los preparativos para la revisión conjunta del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), los resultados de las consultas públicas a nivel nacional han revelado un consenso claro: la transición hacia las energías renovables y la sustentabilidad son pilares innegociables para mantener la competitividad y detonar el desarrollo regional en América del Norte.
A través de mesas sectoriales y consultas en las 32 entidades federativas, el sector productivo enfatizó que el desarrollo sostenible ya no puede seguir posponiéndose. Industrias clave para el comercio trilateral alzaron la voz respecto a sus requerimientos energéticos. Como señala el informe oficial: “los sectores de acero, aluminio, energía y minería insistieron en la necesidad de contar con una matriz energética limpia, asequible y estable, que garantice seguridad regulatoria y competitividad».Las consultas revelaron que la visión sobre la energía se complementa según la región del país, coincidiendo en que es un motor fundamental para el futuro:
Impulso industrial en el Norte y Bajío: Para sostener la competitividad de la manufactura y los procesos just-in-time, estados fuertemente industrializados demandan disponibilidad y estabilidad en el suministro eléctrico, promoviendo propuestas vinculadas a la transición energética y la cooperación trilateral.
Motor de desarrollo en el Sur-Sureste: En contraste, la región sur percibe que “la energía —especialmente la limpia— puede detonar desarrollo regional, atraer inversión y generar empleo”.
Destaca el llamado conjunto de estados como Tabasco, Tamaulipas y Sonora, los cuales, si bien subrayan la relevancia del Capítulo 8 del T-MEC como garantía de la soberanía nacional, coincidieron en la necesidad de establecer un marco de transición ordenada hacia las energías limpias. Para lograrlo, demandaron reglas claras que permitan la participación del sector privado, cooperación trilateral y el impulso de mecanismos de financiamiento verde.
Asimismo, reconociendo que la infraestructura no es el único reto, se planteó la urgencia de desarrollar capital humano. En este sentido, el estado de Tabasco destacó la propuesta de crear un clúster educativo-tecnológico que sirva como plataforma para formar talento especializado específicamente en energías limpias y manufactura avanzada.
El mensaje emanado de las consultas es contundente: la revisión del T-MEC en 2026 abre una oportunidad invaluable para alinear los objetivos comerciales e industriales con una agenda de modernización que incluya la transición energética y la sostenibilidad ambiental. México se prepara para impulsar una postura que construya un bloque productivo trilateral no solo eficiente, sino profundamente sustentable e integrado.
GameChange Solar redefine su estrategia en España con un objetivo claro: convertirse en socio tecnológico de referencia durante toda la vida útil de los proyectos fotovoltaicos, reforzando su posicionamiento en un mercado maduro, altamente competitivo y con precios de energía entre los más ajustados de Europa.
“Nuestro planteamiento desde el punto de vista estratégico para el mercado europeo es conseguir consolidarnos como partners tecnológicos de nuestros clientes”, afirmó Óscar Aira, Managing Director para Latinoamérica y Europa de GameChange Solar, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.
“Ser un partner tecnológico significa no solo resolver los problemas que el cliente tiene en este momento, sino estar con ellos ante los problemas que puedan surgir en el medio y largo plazo. Estamos hablando de 40 años en algunos casos” sostuvo.
El concepto no es retórico. Implica un compromiso operativo extendido que trasciende el suministro de seguidores solares, por lo que se agrega una dimensión temporal que marca la diferencia.
“Hemos duplicado el crecimiento respecto al año anterior y la idea es volver a duplicarlo el próximo año. Pero nuestro objetivo no es solo hacer más megavatios, sino que los clientes repitan y se consoliden con nosotros como socio tecnológico a medio y largo plazo. Esa es la clave de nuestra estrategia de crecimiento en la región”, remarcó Aira.
Y cabe destacar que la compañía, líder global en innovación y especializada en seguidores solares de alto rendimiento, sistemas de estanterías y soluciones BOS, acumula más de 58 GW de sistemas solares entregados a nivel mundial. Sin embargo, en Iberia el desafío no es solo volumen, sino competitividad estructural.
¿Por qué? España representa un mercado maduro, con un alto nivel de megavatios instalados y múltiples proyectos en tramitación, lo que implica presión sobre costos y reducción de márgenes.
Según el directivo, el eje está en el coste nivelado de la energía, en ser capaces de reducir de forma consistente el LCOE de los proyectos, bajar el CAPEX y el OPEX.
“Para adaptarnos a las pendientes tenemos básicamente dos soluciones. Una se llama Genius Terrain Following Tracker, que permite que el tracker siga las ondulaciones del terreno sin necesidad de realizar grandes movimientos de tierras que incrementan el CAPEX del proyecto”, detalló.
“ La segunda se llama TopoSmart, Con ella podemos crear diferentes configuraciones de postes para adaptar la altura del tracker en determinadas zonas, con postes más largos o más cortos, de modo que no sea necesario realizar movimientos de tierras, que hoy es una de los principales factores que incrementan el CAPEX los proyectos”, agregó.
La reducción del movimiento de suelo no solo impacta en costos directos, sino en tiempos, permisos y viabilidad técnica. No obstante, la estrategia no es absoluta, dado que se trata de hacer un balance con diferentes escenarios, lo que resalta la importancia de análisis comparativos y cálculos precisos.
“Diseñamos los componentes no pensando en la obsolescencia programada, sino realizando ciclos de vida acelerados para ofrecer soluciones que duren el máximo tiempo posible”, subrayó el Managing Director de Europa y LatAm de GameChange Solar aludiendo a que la vida útil de los componentes es central es un entorno donde los PPA se sitúan entre los más bajos del sector y la confiabilidad se convierte en un activo financiero.
Finalmente, el mensaje a desarrolladores e inversores apunta a la visión integral del proyecto: “Es más importante que tener un socio que en un momento puntual ofrezca un CAPEX atractivo, contar con un socio de largo plazo que los acompañe durante toda la vida útil de la planta”.
Es decir que, en un mercado donde la competencia es cada más elevada, GameChange Solar apuesta por una propuesta basada en reducción sostenida de LCOE, adaptabilidad técnica en terrenos complejos, compromiso de 40 años y generar confianza basada en excelencia. España se consolida así como una pieza estratégica dentro de su expansión europea.
El gas natural es el principal insumo y representa el 80% del costo de producción de la urea.
“Si Irán detiene el flujo de petróleo en el Estrecho de Ormuz, será golpeado por Estados Unidos 20 veces más fuerte de lo que fue golpeado hasta ahora”, afirmó Donald Trump este lunes. Esta zona del mundo de 33 kilómetros en su parte más angosta es un punto nodal del comercio internacional porque transitan barcos que transportan a diario 20 millones de barriles de petróleo crudo y combustibles y una quinta parte del gas natural licuado (GNL) del mundo. También es relevante para la Argentina, ya que, entre otros productos, por el Estrecho de Ormuz pasa el 35% de la urea que importa el país, un insumo clave que se utiliza como fertilizante en el campo argentino.
La guerra en Medio Oriente que comenzó con el bombardeo de Estados Unidos a Irán el 28 de febrero generó un cimbronazo en los mercados internacionales y provocó una histórica suba del precio del petróleo y del GNL. El dato no es menor, ya que el gas es el principal insumo y representa el 80% del costo de producción de la urea. Solo en lo que va de marzo el precio internacional de urea aumentó 30% hasta los 715 dólares por tonelada.
Urea a través del Estrecho de Ormuz
La Argentina importó el año pasado 525.000 toneladas de urea granulada (un 17% sumando la producción local más la importación) que pasaron por barco a través del Estrecho de Ormuz, que en la actualidad es la zona más disputada de la guerra en Medio Oriente y por donde también pasa un tercio de los fertilizantes que consume el mundo.
De ese volumen, la Argentina importó 287.000 toneladas de urea desde Qatar, 187.000 toneladas de Emiratos Árabes Unidos (EAU) y alrededor de 50.000 toneladas provenientes de Arabia Saudita, según un informe de Ría Consultores de Javier Preciado Patiño basado en datos oficiales.
El mayor volumen de las importaciones de urea es para cubrir la demanda en el país que va de abril a octubre, para abastecer la fertilización del trigo y cebada en el invierno y de maíz en la primavera. Sin embargo, este año la producción local de la planta de Profertil, la única en el país que produce este fertilizante, podría ser la porción que primero se utilice para abastecer el mercado local y evitar los precios altos y luego se utilizaría los volúmenes importados a un valor mayor.
La Argentina importó 287.000 tn de urea desde Qatar, 187.000 tn de Emiratos Árabes Unidos (EAU) y 50.000 tn de Arabia Saudita en 2025.
Guerra en Medio Oriente y el abastecimiento de urea
Si el conflicto bélico en Medio Oriente se prolonga en el tiempo, uno de los efectos que podría sufrir la Argentina sería un mayor riesgo para asegurarse el abastecimiento de la urea necesaria para la próxima campaña agropecuaria. La Argentina tendría que apelar a otros mercados de Europa y Asia para abastecerse del fertilizante clave para la producción de cereales como el trigo, maíz y cebada, entre otros, en un contexto internacional de precios altos y con más competencia entre países.
La Argentina consume 2,5 millones de toneladas anuales, el triple de lo que demandaba hace 20 años. Un poco menos de la mitad es abastecida por la planta de Profertil de Bahía Blanca, que demanda 2,5 millones de metros cúbicos por día de gas natural.
El resto de la demanda de urea (alrededor de 1.500.000 toneladas) que el campo argentino demanda es importada. El 60% de la urea que llega al país viene de países de Medio Oriente, pero no del Estrecho de Ormuz, como Turkmenistán, Azerbaiyán, Egipto y del sur de Omán. El resto de la importación llega desde España, Rusia y Nigeria y Argelia, entre otros países.
Pampa Energía pidió ingresar al RIGI con una inversión de USD 4.500 millones para desarrollar Rincón de Aranda, uno de los bloques de shale oil de mayor crecimiento en Neuquén.
Es la mayor apuesta concentrada en un solo activo en la historia de la compañía y un movimiento que confirma que el nuevo ciclo de inversiones en Vaca Muerta ya empezó.
El proyecto incluye más de 100 pozos nuevos, plantas de tratamiento, oleoductos, gasoductos y la conexión directa con el sistema de VMOS. La empresa busca acelerar la producción, extender el plateau y duplicar el output hacia 2027. El RIGI, ampliado recientemente para incluir upstream, permite blindar la inversión con estabilidad fiscal y libre disponibilidad de divisas.
Rincón de Aranda está ubicado entre Añelo y Rincón de los Sauces, dos polos urbanos que ya funcionan como base logística del shale. No hace falta montar una ciudad nueva, pero sí habrá expansión de servicios, alojamiento, transporte y parques industriales.
La inversión derrama en más de 200 rubros y moviliza a toda la cadena de valor: perforación, completación, transporte de agua y arena, ingeniería, construcción, energía eléctrica y servicios industriales.
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El impacto laboral es directo. En pico de obra, el proyecto puede generar entre 1.500 y 2.000 empleos, más otros 3.000 a 5.000 indirectos en proveedores, logística y servicios. En operación, sostendrá entre 400 y 600 puestos permanentes. Para Neuquén, significa más regalías, más infraestructura y más producción exportable.
Visión Runrún
Una inversión de USD 4.500 millones no es un anuncio: es un cambio de escala. Vaca Muerta entra en una etapa donde los proyectos integrales —upstream, midstream e infraestructura— se financian con reglas claras y visión de largo plazo.
El desarrollo de Rincón de Aranda consolida el corredor Añelo–Rincón de los Sauces y empuja a toda la cadena de valor. Es el tipo de apuesta que transforma territorio, empleo y exportaciones. Vaca Muerta está entrando en su década decisiva.
El pozo más productivo de enero no estuvo en Neuquén, sino en el bloque Confluencia Sur, operado por Phoenix Global Resources. La compañía alcanzó una producción de 2.720 barriles diarios, un nivel que desplazó a desarrollos históricos de la cuenca.
El pozo PET.RN.CoS.x-3 (h) logró ese resultado con una rama lateral de 3.000 metros, una profundidad final de 6.350 metros y 105 etapas de fractura. Además, Phoenix confirmó que incorporará una nueva torre de perforación para acelerar el desarrollo del bloque.
Por otra parte, el desempeño del pozo reabre un debate técnico clave: la “lengua” de Vaca Muerta bajo Río Negro podría tener un potencial mayor al previsto. Analistas advierten que se necesita repetitividad para confirmar tendencia, pero el dato ya modificó el mapa productivo del shale.
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En paralelo, la provincia busca consolidar su rol dentro de la cuenca. Phoenix es hoy la principal productora de petróleo en Río Negro y avanza con un plan de inversión que incluye más pozos horizontales y mayor capacidad de fractura.
Visión Runrún
El pozo récord no es solo un dato operativo. Es una señal estratégica.
Río Negro empieza a disputar un espacio que hasta ahora era exclusivo de Neuquén. Si la repetitividad acompaña, la cuenca podría expandirse hacia el este y sumar un nuevo polo de desarrollo. Para un país que necesita más producción, más exportaciones y más divisas, cada sorpresa positiva en Vaca Muerta es una oportunidad para acelerar el crecimiento.
La Secretaría de Inteligencia publicó un mensaje inusual sobre el rol estratégico de la energía en el mundo actual.
El organismo afirmó que los países que garantizan abastecimiento y capacidad de exportación no solo crecen. Además, acumulan poder en un escenario global marcado por la competencia por recursos críticos.
El comunicado destaca que Vaca Muerta ya posiciona a la Argentina como un actor relevante. Las proyecciones oficiales estiman que, para 2026, las exportaciones energéticas podrían superar los u$s 18.000 millones anuales. Ese flujo de divisas tendría impacto directo en la balanza comercial y en la estabilidad macroeconómica.
Por otra parte, la SIDE advierte que esa centralidad implica riesgos crecientes. Entre ellos menciona injerencia externa, presión sobre infraestructuras críticas, espionaje, ciberataques y presencia de organizaciones criminales en cadenas logísticas y contratos estratégicos.
El organismo sostiene que proteger un activo de esta magnitud exige información precisa y análisis permanente del contexto internacional.
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En paralelo, el mensaje aparece en un momento de fuerte tensión global por energía y recursos críticos. Europa busca proveedores estables de gas. Estados Unidos compite por minerales estratégicos. China expande su influencia en infraestructura energética. A la vez, la IA acelera la demanda eléctrica mundial.
Visión Runrún
La SIDE no habla solo de seguridad. Habla de desarrollo.
El comunicado reconoce que Vaca Muerta dejó de ser un recurso económico para convertirse en un activo geopolítico. Si Argentina quiere transformar ese potencial en exportaciones, estabilidad macro e inversiones, necesita protegerlo como lo que es: un componente central de su poder nacional.
El gasoducto de 478 kilómetros que unirá Tratayén con el Golfo San Matías avanza hacia su definición final. En abril, Southern Energy (SESA) adjudicará la obra que permitirá alimentar su proyecto de GNL en Río Negro.
La licitación atrajo a dos jugadores internacionales con experiencia directa en ductos de gran escala: Pumpco, de Estados Unidos, y Bonatti, de Italia.
Por una parte, Pumpco llega respaldada por MasTec, uno de los mayores grupos de infraestructura energética de Estados Unidos. La empresa construyó tramos de gasoductos estratégicos en el shale norteamericano, incluidos proyectos de 36 y 42 pulgadas.
Su principal fortaleza es la velocidad de ejecución y la capacidad de movilizar equipos grandes en trazados extensos, un punto clave para una obra que atraviesa zonas rurales y semiáridas.
Por otra parte, Bonatti aporta un perfil distinto. La compañía italiana tiene más de 70 años de experiencia en ingeniería y construcción de ductos de exportación.
Trabajó para ENI, Total, Shell y BP en Europa, África y Medio Oriente. Además, conoce el sistema argentino: participó en obras de TGS, TGN y en tramos del Neuba II. Su diferencial es la solidez técnica en proyectos EPC y en ductos de alta presión.
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En paralelo, ambas empresas se asociaron con contratistas locales para operar en territorio argentino. Pumpco integra un consorcio con Bonatti y Contreras Hermanos, mientras que Bonatti también compite por tramos específicos del ducto. La planta compresora, en tanto, se definirá entre OPS, Pecom, Contreras y Víctor Contreras.
Visión Runrún
La competencia entre Pumpco y Bonatti muestra que el gasoducto de SESA ya trasciende la escala local. Es una obra que atrae a contratistas globales con experiencia en exportación energética.
Para Argentina, esto significa algo más que un ducto: es un paso concreto hacia un proyecto de GNL con proyección internacional. Si la obra avanza en tiempo y forma, el país sumará capacidad para exportar gas y consolidar un nuevo vector de desarrollo.
Río Negro presentó en Nueva York un paquete de proyectos energéticos por más de USD 36.000 millones, en el marco de la Argentina Week organizada por el Council of the Americas.
El gobernador Alberto Weretilneck expuso ante fondos, bancos y empresas internacionales una hoja de ruta que combina petróleo, gas, GNL, logística, minería y energías renovables.
El plan incluye obras estratégicas como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya supera el 50% de avance y permitirá sumar una nueva salida al mar para el crudo de la cuenca. También contempla terminales de exportación, infraestructura portuaria y proyectos vinculados al desarrollo del GNL, un segmento que la provincia considera clave para la próxima década.
Por otra parte, Río Negro presentó oportunidades en minería —incluidas arenas para fracking— y en energías renovables, con proyectos eólicos e hidroeléctricos. La provincia busca posicionarse como un nodo logístico y energético complementario a Neuquén, con la ventaja de su ubicación costera y su cercanía a Vaca Muerta.
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En paralelo, Weretilneck destacó ante inversores la estabilidad política y la previsibilidad jurídica de la provincia. El mensaje oficial fue claro: Río Negro quiere convertirse en la puerta atlántica de la energía argentina, con infraestructura en marcha y un portafolio de proyectos listo para financiamiento internacional.
Visión Runrún
El desembarco de Río Negro en Wall Street muestra un cambio de escala. La provincia dejó de hablar solo de potencial y pasó a mostrar obras concretas, cifras grandes y una estrategia de inserción global.
En un escenario donde la competencia por capital es feroz, llevar un plan de USD 36.000 millones es una señal de ambición y de posicionamiento. Río Negro quiere jugar en la mesa grande de la energía.
El embajador de China en Argentina, Wang Wei, visitó Tierra del Fuego y confirmó que el país asiático ya tiene inversiones activas en la provincia.
El gobernador Gustavo Melella destacó que la nueva usina de Ushuaia es uno de los proyectos en marcha y aseguró que “vendrán muchas más” iniciativas financiadas por capital chino.
La comitiva diplomática y empresarial mantuvo reuniones con el Gobierno provincial para analizar oportunidades en energía, hidrocarburos, vivienda, turismo, acuicultura e industria electrónica. También se discutieron proyectos vinculados a Huawei, que evalúa alternativas para producir y exportar desde la isla.
Por otra parte, China mostró interés en sectores estratégicos como la industrialización del gas, la petroquímica, las energías renovables y la logística antártica. La delegación destacó que Tierra del Fuego tiene “gran potencial para el desarrollo sostenible” y que la relación bilateral puede profundizarse con nuevos acuerdos.
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En paralelo, Melella presentó la infraestructura productiva de la provincia, que incluye más de 1.200 pozos perforados, redes de transporte y capacidad para proyectos de transición energética. La visita concluyó con la declaración de Wang Wei como Huésped de Honor.
Visión Runrún
La presencia del embajador chino no fue protocolar. Fue una misión económica. China ya está invirtiendo en Tierra del Fuego y busca ampliar su presencia en sectores clave.
Para la provincia, es una oportunidad de financiamiento y desarrollo. Para China, es un punto estratégico en el extremo sur del continente, con acceso al Atlántico Sur y a la logística antártica.
El gobernador Rolando Figueroa viajó a Nueva York con una agenda propia para posicionar a Neuquén en el centro del debate energético internacional.
Su participación en la Argentina Week, organizada por el Council of the Americas, lo mostró como uno de los mandatarios patagónicos con discurso más definido sobre el rumbo del sector.
Figueroa planteó que Argentina pasó de un paradigma de escasez a uno de abundancia en gas y petróleo, y que Neuquén debe liderar la transición hacia los proyectos de GNL. También destacó que la provincia ofrece incentivos fiscales que la vuelven más competitiva frente a otros destinos de inversión, un mensaje dirigido directamente a fondos y empresas estadounidenses.
Por otra parte, el gobernador buscó diferenciarse dentro del mapa político nacional. Habló de un “Estado ordenado”, de reducción de deuda y de la necesidad de reinvertir la renta del subsuelo en turismo, producción y tecnología. Su discurso apuntó a mostrar gestión, previsibilidad y autonomía, en un contexto donde los gobernadores buscan mayor protagonismo frente al Gobierno nacional.
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En paralelo, Figueroa compartió panel con mandatarios de Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Corrientes. La presencia conjunta de gobernadores dialoguistas reforzó la idea de una liga provincial que busca influir en la agenda económica y energética del país.
Visión Runrún
La gira de Figueroa fue política antes que económica. Neuquén salió a buscar inversiones, sí, pero también a marcar posición en el nuevo tablero federal.
El gobernador quiere que la provincia sea un actor central en la discusión sobre GNL, energía y desarrollo. Y en Nueva York dejó claro que su estrategia es construir poder desde la gestión y desde la previsibilidad.
Desde la torre del JP Morgan, en plena Argentina Week, José Luis Manzano dejó una definición que sacudió el clima de cautela: “La economía no está estancada, crece”.
Lo dijo frente a fondos, bancos y CEOs globales, y lo respaldó con señales concretas de capital entrando al país. Para él, el nuevo ciclo ya empezó y los sectores transables serán los que marquen el ritmo.
Manzano identifica cuatro motores que pueden cambiar la escala del país: Vaca Muerta, la minería, el agro y la tecnología. En energía, destacó la llegada de Harold Hamm —uno de los mayores referentes del shale en Estados Unidos— como señal de confianza en el potencial argentino.
En minería, mencionó inversiones de Rio Tinto, Vicuña y proyectos de tierras raras, uranio, cobre y litio que ya están en etapa de expansión. En agro, subrayó que la recuperación productiva y la mejora de precios internacionales están generando un nuevo piso de actividad. Y en tecnología, remarcó que las empresas argentinas volvieron a acceder al mercado financiero estadounidense.
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Por otra parte, el empresario sostuvo que el clima en Wall Street cambió. Hay expectativa, interés y una lectura más pragmática del proceso argentino. La presencia de gobernadores, funcionarios y empresas en Nueva York envió una señal de continuidad institucional que los fondos valoran. “Hay capital mirando a la Argentina, y eso no pasaba hace años”, afirmó.
En paralelo, Integra Capital —su grupo— avanza con perforaciones en Neuquén y Río Negro, proyectos mineros, energía solar y presentaciones bajo el RIGI. Manzano anticipó que participará en privatizaciones y que evalúa activos de downstream. Su mensaje es claro: la inversión ya empezó y se va a acelerar si se sostienen las reglas.
Visión Runrún
La mirada de Manzano refleja un cambio profundo: la economía argentina empieza a apoyarse en sectores que generan dólares, empleo e inversión real. Energía, minería, agro y tecnología están traccionando un reordenamiento estructural que va más allá del rebote.
Si el flujo de capital se mantiene, el país puede pasar de la supervivencia al crecimiento sostenido. Es un mensaje que no niega los desafíos, pero reconoce algo que ya se ve en los números y en la calle: la economía se está moviendo.
Las estaciones de servicio de Neuquén volvieron a apuntar contra las tasas municipales que se aplican sobre cada litro de combustible vendido.
La Cámara del sector advirtió que la carga fiscal local se volvió “un problema grave” para la actividad y que afecta la competitividad de toda la cadena.
El reclamo se intensificó después de que el Gobierno nacional obligara a los surtidores a informar públicamente si el precio final incluye tasas municipales. La medida expuso que varios municipios de la provincia aplican recargos que elevan el valor del combustible y generan un esquema tributario que el sector considera “distorsivo”.
Por otra parte, los expendedores señalan que la presión fiscal municipal se suma a impuestos nacionales y provinciales, lo que deja a las estaciones en una situación cada vez más ajustada. También advierten que la caída del consumo y el aumento de costos operativos agravan el escenario.
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En paralelo, la Secretaría de Energía sostiene que las tasas locales afectan la transparencia del precio y generan diferencias entre localidades vecinas. Por eso, la resolución nacional busca que el consumidor conozca qué parte del valor del combustible corresponde a tributos municipales.
Visión Runrún
La actualización del esquema de regalías es una oportunidad para ordenar un sistema que quedó viejo y avanzar hacia un desarrollo más federal. La redistribución reconoce que la actividad petrolera ya no se concentra en pocos municipios y que el impacto territorial es más amplio.
Es lógico que quienes pierdan participación expresen su malestar, pero el nuevo índice permite que más localidades accedan a recursos y que la renta del subsuelo se distribuya con criterios técnicos y actuales. Río Negro busca equilibrar el mapa productivo y acompañar el crecimiento de toda la región.
La minería se consolidó como el principal motor de empleo privado en Jujuy.
Según datos oficiales del Ministerio de Minería, el 72% de los trabajadores de los proyectos mineros son jujeños, un nivel de contratación local que supera ampliamente el promedio nacional y que refleja la madurez del sector en la provincia. El crecimiento del litio —con Olaroz y Cauchari como ejes— impulsó la demanda de técnicos, operarios, mantenimiento, transporte y servicios industriales.
El impacto no se limita al empleo directo. La cadena de valor local está en plena expansión: una sola operadora gastó $60.000 millones en proveedores jujeños durante el último año. Transporte, catering, perforación, logística, construcción, insumos y servicios especializados forman parte de un ecosistema que se volvió estratégico para la economía provincial.
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La política de contenido local, sumada a la distancia de los salares y a los programas de capacitación, explica por qué la minería jujeña tiene uno de los niveles más altos de empleo local del país.
El salto productivo también empuja la profesionalización. La provincia incorporó estándares internacionales como EITI, que exige transparencia en pagos, regalías y datos de producción. Esto fortalece la confianza de las comunidades y de los inversores, y permite que el crecimiento del sector se traduzca en más oportunidades laborales y más desarrollo territorial.
Visión Runrún
El litio no solo mueve exportaciones: mueve trabajo real. La minería jujeña muestra que cuando hay reglas claras, contenido local y proyectos de escala, el empleo se multiplica y la cadena de valor se vuelve protagonista.
El 72% de mano de obra local y los $60.000 millones en proveedores son señales de un modelo que funciona y que puede replicarse en otras provincias. La minería está generando trabajo, arraigo y desarrollo donde antes no había alternativas productivas.
Con la atención puesta en la posibilidad de desarrollar inversiones en la Argentina, el Presidente Javier Milei inauguró la “Argentina Week 2026” en la ciudad de Nueva York, con la participación de varios gobernadores de provincias, miembros del gabinete, empresarios de diversos rubros pero en particular de la energía y minería, CEOs de compañías multinacionales, y representantes de fondos de inversión globales.
El encuentro cuenta con el apoyo de JPMorgan Chase y Bank of America, realizándose en sus sedes y en el Consulado argentino en Nueva York.
Los gobernadores que integran la comitiva oficial se cuentan el de Chubut, Ignacio Torres; de Santa Cruz, Claudio Vidal; de Neuquén, Rolando Figueroa; de Río Negro, Alberto Weretilneck; Marcelo Orrego (San Juan), Gustavo Sáenz (Salta), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy), Alfredo Cornejo (Mendoza), y Juan Pablo Valdés (Corrientes).
En su discurso, Milei señaló que su objetivo es “hacer de Argentina el país más libre del mundo”, pero advirtió que “no todos los instrumentos de política son aceptables”, e hizo “una fuerte defensa de la moral como política de Estado”, destacó la Casa Rosada en un comunicado.
“Hay restricciones morales porque cuando en realidad uno hace lo que es justo la economía prospera. Sin embargo, cuando uno por conseguir algún resultado de corto plazo aplica medidas que son injustas, eso tarde o temprano termina mal”, enfatizó Milei.
Y volvió a cuestionar a algunos empresarios locales (de Argentina) tal como lo hizo en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Congreso de la Nación el 1 de marzo, y también en los días previos (Techint, Fate-Aluar).
El Presidente sostuvo que basa sus decisiones en lo que es justo y aseveró que, si alguna política justa “tuviera una contracara negativa desde el lado de vista electoral, para eso soy un estoico, para bancarme el costo que me tenga que bancar por hacer lo correcto”.
Asimismo, aseguró que no va a ceder en la política de honrar “nuestros compromisos”, al referirse al pago de los intereses de la deuda y destacó que “hemos hecho un culto del derecho de propiedad y hemos logrado hacer una estabilización exitosa sin tener que expropiar a nadie”.
En su discurso de inauguración, Milei destacó de su gestión “la baja del déficit fiscal, de la inflación y de la pobreza, así como de los impuestos que pagaban los argentinos”. Al mismo tiempo, expuso los lineamientos centrales de su política económica, entre ellos que “decidimos desregular, decidimos liberar rendimientos crecientes. Y eso tiene una fuerte contrapartida en términos de crecimiento económico”.
También se refirió a medidas tomadas por su gobierno “que han sido acompañadas por la ciudadanía, lo que se reflejó en el resultado electoral de octubre último, donde ganamos la mitad de las bancas de Diputados en juego. Ganamos dos tercios de las bancas de senadores, le quitamos la mayoría en las dos Cámaras al peronismo y estamos pasando reformas que nunca se habían logrado en la Argentina, como la reforma laboral y como la baja la imputabilidad”.
Milei indicó que está haciendo “todo para terminar de una vez y por todas con el populismo, y en especial con el kirchnerismo”. “No voy a ceder en hacer grande la Argentina nuevamente”, afirmó.
Entre los empresarios argentinos del rubro Energía participantes se encuentran Horacio Marín (YPF); Marcelo Mindlin (Pampa Energía); Jorge Brito (Genneia); Marcos y Alejandro Bulgheroni (PAE); y Miguel Galuccio (Vista).
Previo a su discurso, Milei sostuvo un encuentro privado con el CEO del JP Morgan, Jamie Dimon.
El comunicado gubernamental refirió además que “en el marco de su visita a Nueva York, el Jefe del Estado desarrolló otras dos exposiciones, la primera en la Universidad de Yeshiva y más tarde en la Gala Algemeiner J100, donde ratificó su decisión de ejercer el poder con la moral de Occidente y su adhesión a las políticas de Estados Unidos e Israel”.
Puntos destacados del discurso por parte de Presidencia:
“Nosotros tenemos como objetivo hacer de Argentina el país más libre del mundo, pero no todos los instrumentos de política son aceptables”. “El sistema capitalista de libre empresa no solo es más eficiente, sino que, además, es justo”. “Quizás (Paolo) Rocca y (Javier) Madanes, en convivencia con políticos ladrones, atacaron a los argentinos durante muchos años. Pero se terminó la Argentina corrupta”. “¿Quién está a favor de la corrupción? Es incómodo cuando uno hace estas preguntas, pero yo estoy dispuesto a hacer este debate por una Argentina mejor”. “Lo que va a ocurrir es que las personas ahora van a poder ahorrar trescientos y lo van a poder gastar en el resto de los bienes de la economía. Por lo tanto, los empleos que se destruyen en este sector se van a crear en otro que además está en condiciones de competir internacionalmente”. “Les voy a explicar por qué Argentina es un excelente caso de negocios”. “Pasamos de ser importadores netos de energía y hoy somos exportadores netos”. “Otro sector que afortunadamente viene muy bien y que promete mucho es el caso de la minería. Con proyectos de cobre, proyectos de litio, proyectos de oro, proyectos de plata, minerales raros y, obviamente, uranio”. “Siempre está el sector que tanto ha dado a la Argentina y sigue dando y que puede dar todavía mucho más, que es el sector agropecuario”. “Naturalmente lo que deviene de la economía del conocimiento, los data centers y, obviamente, todo lo que se puede hacer en el sector financiero”. “Acorde al plan fiscal que tiene armado ‘Toto’ (Caputo), al año 2031 podríamos estar devolviéndole a los argentinos de bien quinientos mil millones de dólares”. “Todavía el riesgo ‘kuka’, ese escenario catástrofe, ese cisne negro sigue causando daño para lo que serían las colocaciones más allá del 2027”. “Si el Riesgo País quedara en torno a los 550, la economía argentina crecería a tasas del 4 % o 5 %, mientras que si el Riesgo cayera a niveles de 220, la economía de Argentina podría estar creciendo al 7 % u 8 %”. “La relación deuda producto es no creciente. Por ende, Argentina es solvente intertemporalmente”. “Hemos planteado para este año 10 reformas por ministerio, es decir, 90 paquetes de reformas le vamos a llevar al Congreso para continuar haciendo más libre a la Argentina”. “Algo que es muy importante en materia de crecimiento económico es el capital humano”. “Sacamos a los ladrones del medio y mejoró la condición de vida de los vulnerables”. “Es tan importante la Ley de Modernización Laboral”. “Es necesario que el mercado laboral sea flexible”. “El otro tema es el de la apertura. Aquellos países que son más abiertos tienen un PBI per cápita nueve veces más grande”. “Nos estamos sacando de encima a aquellos que usan el nacionalismo berreta de pacotilla para defender el robo de políticos y de empresarios prebendarios”, afirmó Milei.
El proyecto de litio Rincón, operado por el gigante minero anglo-australiano Rio Tinto en la provincia de Salta, acordó este martes un paquete de financiamiento que asciende a los US$ 1.175 millones. Estos fondos, provenientes de un consorcio de cuatro prestamistas internacionales, están destinados a completar el desarrollo de este activo en el Noroeste Argentino.
La estructura del financiamiento destaca por la participación de entidades de crédito como la Corporación Financiera Internacional (CFI), BID Invest, Export Finance Australia (EFA) y el Banco Japonés de Cooperación Internacional (JBIC). Esta inyección de capital representa casi la mitad de la inversión total prevista para el proyecto, valorada en US$ 2.500 millones, por lo que el respaldo de estas entidades subraya la viabilidad técnica y el cumplimiento de estándares internacionales de la operadora.
Rincón es el primer proyecto minero en ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en mayo de 2025. Este marco normativo fue determinante para brindar la previsibilidad fiscal y cambiaria necesaria para comprometer inversiones de tal magnitud. La adhesión al régimen permite acelerar los plazos de ejecución en un contexto de alta competencia por el suministro de minerales críticos.
La compañía informó esta tarde al mercado que «los ingresos se utilizarán para respaldar el desarrollo del proyecto de litio Rincón, cuyo objetivo es alcanzar una capacidad anual de aproximadamente 60.000 toneladas de carbonato de litio grado batería«.
Cómo avanza el proyecto de litio Rincón
Makhtar Diop, MD del IFC, y Simon Trott, CEO de Rio Tinto
Si bien las proyecciones iniciales estimaban una producción de 53.000 toneladas, la compañía implementó planes de optimización y eliminación de cuellos de botella para elevar el volumen de salida. Se prevé que la planta tenga una vida útil operativa de 40 años, consolidándose como un actor de largo plazo en el NOA.
La construcción de la infraestructura ya muestra avances y, desde el año pasado, se ejecutan las obras de ampliación del campamento y el desarrollo de la logística de sitio para soportar la operación a gran escala. Según el cronograma actualizado, se espera que la producción inicial comience en 2028, con una curva de ascenso (ramp-up) que permitiría llegar a la plena capacidad instalada en un período de tres años.
Jérôme Pécresse, Chief Executive de Rio Tinto Aluminium & Lithium, afirmó que “este paquete de financiamiento amplía los recursos disponibles para el proyecto Rincón y respalda la ejecución continua de la cartera de crecimiento en el sector litio, que se sustenta en las atractivas perspectivas a largo plazo producto de la transición energética”.
La primera exportación de carbonato de litio
En paralelo a estos anuncios financieros, el gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, confirmó desde Nueva York el inicio de las exportaciones de litio de Rio Tinto desde la provincia con destino a China. Esta operación marca el debut operativo del proyecto Rincón en el mercado internacional con carbonato de litio, validando la cadena logística desde la Puna salteña hacia los centros de fabricación de celdas de batería en Asia.
El anuncio de Sáenz se produjo en el marco del Argentina Week que se realiza en Nueva York hasta este miércoles, donde se destacó el rol Rincón en la capacidad productiva y exportadora de la provincia. En ese sentido, la llegada del primer cargamento de carbonato de litio a China representa otro hito en el posicionamiento de Argentina como proveedor, se destacó. Este flujo comercial es el resultado de las pruebas de planta y el procesamiento anticipado que la compañía ha venido realizando.
Desde el punto de vista técnico, Rio Tinto confirmó que las hipótesis materiales de producción se mantienen vigentes y sin cambios significativos respecto a sus reportes previos a la bolsa australiana (ASX). La estabilidad de los recursos minerales y las reservas de mineral en Rincón permiten proyectar una operación sostenida que será fundamental para abastecer la creciente demanda de cátodos de alta pureza.
Finalmente, se enfatizó que la integración de capitales provenientes de Australia y Japón, sumada al apoyo de organismos multilaterales, diversifica el riesgo financiero de la operación.
Tras escalar a niveles no vistos desde hace más de tres años y medio, los valores del crudo cedieron terreno este martes. La baja se produjo después de comentarios del mandatario estadounidense, Donald Trump, quien sugirió que el conflicto en Medio Oriente podría terminar antes de lo anticipado.
El Brent bajó un 7,2 %, hasta los 91,81 dólares por barril, tras caer 7,15. El WTI llegó a los 88,51 dólares luego de perder 6,26 unidades, lo que representa una merma del 6,6 %. Ya en las primeras horas de la jornada, ambos precios estuvieron cerca de retroceder casi un 11 %.
Tras la caída, los volúmenes operados mostraron un descenso notable. Cerca de 328.000 contratos de Brent cambiaron de mano, cifra mínima desde el 27 de febrero, justo antes del enfrentamiento entre Estados Unidos e Israel contra Irán. A su vez, el WTI alcanzó apenas 296.000 contratos negociados, el valor más bajo registrado desde el 23 de ese mes.
La madrugada del lunes, los precios habían tomado un rumbo contrario al esperado. Superaron brevemente los 119 dólares por barril, registrando así su punto máximo desde mediados de 2022. Este repunte surgió tras anuncios de reducción en la oferta liderados por Arabia Saudita junto con otros países exportadores. Al mismo tiempo, ganaba fuerza entre los operadores la preocupación por posibles interrupciones graves en el abastecimiento mundial.
El giro se produjo luego de que el presidente estadounidense mantuviera conversaciones con su par del Kremlin y señalara, a través de una entrevista con CBS News, que la guerra contra Irán estaba “muy avanzada” y que Washington se encontraba cómodamente dentro del cronograma inicial de cinco semanas previsto para el conflicto.
La fluctuación de precios muestra una respuesta marcada del mercado, tanto al alza como a la baja. Aunque las declaraciones del mandatario norteamericano sirvieron para reducir la tensión entre los inversores, según Suvro Sarkar, jefe del área energética en DBS Bank, existe el peligro de que se ignoren ciertos riesgos en este escenario.
Según Sarkar, el precio de crudos clave en Medio Oriente —por ejemplo, Murban o Dubai— se mantiene por encima de los 100 dólares por barril. Esa estabilidad refleja una falta clara de transformaciones en la dinámica física del mercado.
Al mismo tiempo, personas vinculadas al gobierno estadounidense mencionaron que Trump analiza distintas acciones ante el aumento del precio del petróleo. Una de ellas podría ser suavizar las restricciones sobre el crudo ruso. Otra opción en estudio es recurrir a las reservas energéticas de emergencia.
“Teherán decidirá cuándo termina la crisis”, afirmó desde Irán el Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica. A través de comunicaciones oficiales del país, esa institución subrayó que bloqueará por completo cualquier exportación petrolera en caso de que persistan las acciones militares estadounidenses e israelíes.
Pese a todo, persisten problemas de transporte en la zona. En caso de que el enfrentamiento se alargue y perturbe los movimientos navales por el estrecho de Ormuz, una advertencia emitida por Saudi Aramco —uno de los mayores exportadores petroleros del mundo— señala posibles impactos graves sobre la oferta energética internacional.
Según un análisis de JPMorgan, bloquear durante catorce días esa ruta marítima tendría como consecuencia una caída cercana a los doce millones de barriles diarios.
A mitad de semana, la compañía estatal ADNOC, con sede en Abu Dabi, interrumpió las operaciones en su planta refinadora de Ruwais. El cese ocurrió tras un incendio provocado por impactos de drones en partes del complejo industrial, afirmó una fuente ligada al sector energético.
Aunque la inestabilidad ha regresado, Goldman Sachs mantiene intacto su pronóstico principal. En medio de las fluctuaciones actuales, el banco espera un precio promedio del petróleo Brent cercano a los 66 dólares por barril entre octubre y diciembre. Para ese mismo período, el crudo WTI podría rondar los 62 dólares, según un análisis interno de la entidad.
La jornada de este lunes 9 quedará marcada en el historial de la industria de los hidrocarburos como un evento sin precedentes. En un contexto de extrema tensión global por la guerra entre Estados Unidos, Israel e Irán, el mercado registró una oscilación de US$35 en la cotización del crudo Brent en un solo día.
Lo más impactante de esta jornada fue el recorrido completo del precio: tras una apertura de US$ 99,75 (con un cierre en la previa a US$92,69), el valor trepó casi 20 dólares hasta su techo de US$119.50, luego de tocar un mínimo de US$ 83,66 y reacomodarse finalmente en los US$98,96 para consolidar un alza de 6,76% al finalizar el día.
Este amplio umbral de cotización, que llevó al petróleo a fluctuar más de US$ 35 en menos de 24 horas, confirma que el mercado atraviesa una etapa de fragilidad técnica donde no existen antecedentes de una volatilidad tan aguda.
La semana abrió con la acumulación de datos que marcaban el incremento del enfrentamiento bélico lo que apuntaló la cotización al alza, pero durante la jornada al trascender el diálogo del presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, con su par de Rusia, Vladimir Putin, el mercado reacción a la perspectiva de negociación.
El gráfico refleja la brusca oscilación del Brent el 9 de marzo.
Tras la conversación telefónica, Trump sugirió que la guerra en Irán podría estar cerca de su fin por el cumplimiento adelantado de los objetivos. En reacción a lo que se podría visualizar como un próximo alto al fuego, el Brent reaccionó fuertemente a la baja perforando el piso de los US$ 100 por barril.
El petróleo tipo Brent, cuya cotización se centraliza en el Intercontinental Exchange (ICE) de Londres bajo el símbolo LCOc1, opera a través de contratos de futuros y opciones que reflejan el ritmo del mercado internacional. Al ser la referencia para el crudo en Europa y gran parte del hemisferio oriental, su negociación en dólares estadounidenses (US$) actúa como el termómetro energético global.
Analistas locales explicaban que la extrema volatilidad registrada en este mercado no solo afecta a los contratos de corto plazo, sino que pone bajo presión toda la estructura de derivados financieros que utilizan al Brent como subyacente. Esto evidencia una distorsión de precios en el ICE londinense que puede desestabilizar las proyecciones económicas a escala mundial en minutos.
Por la magnitud de la brecha se destacaba que no se trató de una tendencia desarrollada a lo largo de una semana o un mes; fue una explosión de volatilidad concentrada en apenas unas horas de operación, lo que le otorga ese perfil de hecho inédito y que resalta el carácter de unicidad del fenómeno.
Los hechos que se viene registrando en Medio Oriente marcan desde hace dos semanas el pulso de la cotización del Brent.
Para dimensionar la magnitud del movimiento, basta observar la escalada que se viene registrando desde el inicio del conflicto. El viernes 27 de febrero, día previo al agravamiento del escenario militar, el Brent cerró en US$ 72,48. En apenas diez días, la cotización escaló de forma agresiva hasta alcanzar ayer, 9 de marzo, un máximo intradía de US$ 119,50.
Comparativa con las grandes crisis
Al buscar referencias, la excepcionalidad de lo ocurrido resalta frente a cualquier hito de los últimos 30 años. Si bien en 2020, durante la pandemia, hubo jornadas de mayor movimiento proporcional, el crudo cotizaba entonces en torno a los US$20. Mover más de US$35 dólares con un barril orillando los US$100 es una muestra de una inestabilidad que supera los registros de la crisis de 2008 o la Guerra del Golfo en 1990.
A diferencia de aquellos procesos, donde los reajustes tomaban días o semanas, lo de ayer fue un «cisne negro» intradía. Así, sacando lo que fue la pandemia de 2020, es la primera vez que el petróleo tiene una evolución tan pronunciada en una sola jornada.
Este fenómeno de inestabilidad sistémica no se limita al petróleo, sino que se ve reforzado por el comportamiento errático del gas natural. El indicador Natural Gas TTF acompaña esta tendencia, evidenciando que la crisis energética es total.
Según los registros recientes, el gas pasó de cotizar US$ 31,34 a fines de febrero a tocar picos de US$ 54,09 el 9 de marzo, registrando de anera coincidente con el Brent fuertes tras alcanzar sus máximos.
El hecho de que el indicador TTF muestre variaciones de doble dígito mientras el Brent busca su equilibrio confirma que los mercados energéticos europeos operan bajo una incertidumbre absoluta, donde los fundamentos de oferta y demanda quedaron relegados ante el pulso de la geopolítica global.
La visita del embajador italiano Fabrizio Nicoletti dejó un mensaje que trasciende la diplomacia: Italia está reposicionando a la Argentina como un socio energético estratégico, en un momento en que Europa busca diversificar proveedores y reducir su dependencia del gas ruso y de la inestabilidad en Medio Oriente.
El giro no es retórico. La petrolera estatal italiana ENI ya forma parte del proyecto Argentina LNG, junto a YPF y la estadounidense XRG, una iniciativa que podría convertir al país en exportador global de gas licuado a partir de Vaca Muerta. Para Italia, que combina industria pesada con escasez de recursos naturales, la ecuación es simple: Argentina tiene energía; Italia tiene tecnología, capital y mercado.
Nicoletti lo planteó con claridad: la relación bilateral entra en una etapa donde la complementariedad productiva es el eje. Italia es una potencia industrial sin materias primas; Argentina es un país con recursos energéticos y minerales críticos que necesita tecnología, financiamiento y acceso a mercados.
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Esa convergencia explica por qué Roma fue decisiva para destrabar el acuerdo Mercosur–Unión Europea después de dos décadas de bloqueo.
El embajador destacó que las pymes italianas, columna vertebral del aparato industrial europeo, ven en la estabilización macro argentina “una autopista” para invertir. Estas empresas son líderes globales en equipamiento para oil & gas, válvulas industriales, compresión, instrumentación, ingeniería de ductos, eficiencia energética y tecnologías de transición. Su desembarco podría elevar estándares, ampliar la oferta de proveedores y generar alianzas con pymes locales.
La agenda bilateral también incluye cooperación científica y tecnológica bajo el Plan de Acción 2025–2030 firmado por Meloni y Milei, con foco en investigación, formación académica y transferencia de conocimiento. La energía —desde hidrocarburos hasta renovables y captura de carbono— aparece como uno de los capítulos centrales.
Qué significa para la cadena de valor energética argentina
• Upstream: más tecnología para perforación, automatización y recuperación mejorada.
• Midstream: proveedores italianos para ductos, compresión y plantas modulares.
• LNG: ENI aporta ingeniería, financiamiento y acceso a compradores europeos.
• Servicios petroleros: oportunidades de joint ventures con pymes italianas.
• Transición energética: know-how en renovables, hidrógeno y eficiencia industrial.
• Mercados: certificaciones y estándares europeos que habilitan exportaciones de largo plazo.
Visión Runrún
Italia no viene por nostalgia ni por afinidad cultural: viene por energía. Y cuando una potencia industrial europea entra en Vaca Muerta, la cadena de valor completa se reconfigura. Desde el pozo hasta el LNG, desde la metalmecánica hasta la certificación ambiental, la presencia italiana puede acelerar inversiones, abrir mercados y elevar estándares. La diplomacia cultural quedó atrás; empieza la diplomacia energética. Y ahí, Argentina tiene algo que Europa necesita.
La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a encender las alarmas del mercado energético global. En las últimas horas, el Brent y el WTI treparon hasta US$117 por barril, los valores más altos desde 2022, impulsados por el cierre del Estrecho de Ormuz y la incertidumbre sobre la duración del conflicto.
Los futuros ya descuentan escenarios de hasta US$157, mientras que Qatar advirtió que el barril podría llegar a US$150 si la crisis se prolonga.
El estrecho es un punto crítico para el comercio mundial: por allí circula cerca del 20% del petróleo global y más del 25% del GNL. Con refinerías afectadas, rutas marítimas bloqueadas y tankers sin destino, la volatilidad domina los mercados. Asia ya siente el impacto con subas de hasta 70% en combustibles y petroquímicos, mientras China negocia con Irán para asegurar el flujo de crudo y GNL que representa casi la mitad de su matriz energética.
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En paralelo, el mercado del carbón también registró aumentos de hasta 15%, cerrando en US$135 por tonelada, lo que amplifica la presión sobre industrias intensivas en energía. La tensión se extiende a toda la cadena: desde petroquímicos hasta insumos para renovables, que dependen de metales y procesos vinculados al carbón y al petróleo.
Para Argentina, el impacto es directo. Analistas anticipan una suba superior al 15% en combustibles por el atraso de precios y la presión internacional. Además, un barril por encima de los US$120 mejora los ingresos por exportaciones de Vaca Muerta, pero también encarece insumos críticos para la industria y el transporte.
La visión de Runrún:
La crisis en Medio Oriente vuelve a mostrar que la energía es el corazón de la geopolítica global. Un barril en zona de US$120–150 redefine balances fiscales, altera flujos comerciales y acelera decisiones de inversión. Para Argentina, el desafío es doble: aprovechar el impulso exportador de Vaca Muerta y, a la vez, contener el impacto interno de un shock internacional que vuelve a poner al mundo en modo incertidumbre.
Los países del G7 abrieron la puerta a utilizar sus reservas estratégicas de petróleo para estabilizar el mercado, en medio de la escalada de precios provocada por la guerra en Medio Oriente y el riesgo de un cierre prolongado del estrecho de Ormuz.
Los ministros de Finanzas mantuvieron una videoconferencia en la que coincidieron en “adoptar todas las medidas necesarias” para contener la volatilidad de los hidrocarburos.
El ministro francés Roland Lescure, cuyo país preside el G7, explicó que se está analizando “de cerca cómo estabilizar los flujos y el mercado”, y admitió que el plan podría incluir la liberación coordinada de reservas estratégicas. Por ahora, no se registran problemas de aprovisionamiento de petróleo ni de gas en Europa o Estados Unidos, pero el temor es que un cierre duradero de Ormuz o daños mayores en refinerías del Golfo Pérsico tensionen aún más la oferta.
En las últimas horas, el Brent llegó a superar los US$119 por barril, con subas intradía de más del 30%, que se suman a un avance acumulado cercano al 20% en la semana. La preocupación central del G7 es que la combinación de precios altos y riesgo geopolítico termine trasladándose a inflación, costos logísticos y competitividad industrial en las principales economías desarrolladas.
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Los países miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), entre ellos todos los del G7, están obligados a mantener reservas equivalentes a al menos 90 días de importaciones para responder a situaciones excepcionales. Desde 1973, esas reservas se liberaron solo en cinco ocasiones, las dos últimas en 2022, durante la crisis energética derivada de la invasión rusa a Ucrania.
España, por ejemplo, cuenta con 96 días de reservas, combinando stock público y privado.
La tensión actual se explica por el rol crítico del estrecho de Ormuz, por donde circula alrededor de una quinta parte de los hidrocarburos que se consumen en el mundo, con destino mayoritario a Asia.
El cierre de facto por parte de Irán o la destrucción de infraestructura clave en el Golfo Pérsico son los escenarios que el mercado descuenta como riesgo y que el G7 intenta amortiguar con señales de coordinación.
Visión Runrún
La posible liberación de reservas estratégicas muestra que el mundo desarrollado no está dispuesto a dejar que la geopolítica defina en soledad el precio de la energía. El G7 usa una herramienta de “última instancia” para enviar un mensaje: hay capacidad de respuesta coordinada frente a shocks de oferta.
Para países productores emergentes como Argentina, este contexto combina oportunidad y desafío: Vaca Muerta gana relevancia como proveedor confiable, pero se mueve en un tablero donde las decisiones de las grandes potencias pueden moderar los picos de precios y exigir más competitividad estructural.
Río Negro logró revertir su declino petrolero y alcanzó en enero su mayor nivel de producción en cinco años, impulsada por el avance del shale en su porción de Vaca Muerta. La provincia produjo 23.536 barriles diarios, un salto que la posiciona como la segunda jurisdicción del país —después de Neuquén— en capitalizar el desarrollo no convencional.
El crecimiento se explica por la puesta en marcha de siete pozos shale operados por Phoenix Global Resources, liderada por el rionegrino Pablo Bizzotto y controlada por el grupo suizo Mercuria. Estos pozos aportaron 8.501 barriles diarios, equivalentes al 36% de toda la producción provincial. En términos simples: uno de cada tres barriles extraídos en Río Negro ya proviene del shale.
Tres pozos comenzaron a producir a fines de 2024 en el área Confluencia Norte, replicando el modelo neuquino de ramas horizontales extendidas. Luego se sumaron cuatro pozos adicionales hacia fines de 2025, con resultados aún más sólidos, consolidando la recuperación.
El contraste con la producción convencional es marcado: mientras el shale crece, el convencional cayó de 20.614 barriles diarios en 2021 a 13.939 en enero de 2026. El tight también retrocede. El repunte provincial se explica exclusivamente por la ventana petrolera de Vaca Muerta.
La provincia ya autorizó nuevos proyectos:
• Capex perforará un pozo shale en Cinco Saltos Norte.
• PAE avanzará con un pozo horizontal de 2.000 metros en Cinco Saltos Sur.
• PAE + TanGo Energy perforarán dos pozos adicionales en Loma Guadalosa.
A diferencia de Neuquén, donde el gas tiene un peso creciente, en Río Negro el desarrollo apunta casi exclusivamente al petróleo, por las características geológicas de la formación en esa zona. El desafío será sostener el ritmo de perforación para compensar el declino natural de los pozos shale, más acelerado que el convencional.
Visión Runrún
La recuperación de Río Negro confirma que Vaca Muerta dejó de ser un fenómeno exclusivamente neuquino y empieza a expandirse territorialmente. El shale se convierte en un motor regional capaz de revertir declinos estructurales y atraer inversión privada sostenida.
Para la Argentina, esto significa más producción, más exportaciones y más provincias integrándose a la matriz energética del futuro. La ventana petrolera rionegrina recién empieza y ya muestra que tiene escala para jugar en grande.
El sistema exportador de Vaca Muerta sumó un hito clave: Puerto Rosales superó los 100 buques petroleros cargados desde 2025, consolidándose como uno de los nodos logísticos más dinámicos del país. La operación número cien estuvo a cargo del Aqua Legacy, un Aframax de 250 metros que embarcó 111.600 m³ de crudo argentino con destino a refinerías de Richmond, en la costa oeste de Estados Unidos.
El dato sintetiza la transformación que vivió la terminal Rosa Negra, operada por Otamerica, desde su inauguración. En menos de dos años, pasó de ser un proyecto de ampliación portuaria a convertirse en una pieza central del sistema que permite que el shale argentino llegue a los mercados internacionales. La terminal ya opera con dos posiciones de amarre y avanza en la construcción de una tercera, lo que ampliará aún más su capacidad de carga.
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La infraestructura acompañó este salto: un muelle offshore a 2 kilómetros de la costa, tanques que elevan la capacidad de almacenamiento a 780.000 m³, y un sistema de bombeo que permite sostener un flujo continuo de exportación. Todo esto se integra con la red de Oldelval, que transporta el crudo desde la Cuenca Neuquina hasta la costa bonaerense.
El crecimiento de Puerto Rosales es un reflejo directo del aumento de la producción de shale oil en Vaca Muerta y del avance del sistema logístico que la sostiene. Los cargamentos ya salen hacia Estados Unidos, Europa y Asia, y la terminal se consolidó como un punto estratégico para la expansión exportadora del país.
Visión Runrún
El hito de los 100 buques no es un número: es una señal. Muestra que la Argentina empieza a jugar en el mercado global con infraestructura, escala y continuidad. Cuando un puerto que hace pocos años operaba de manera limitada se convierte en un hub exportador de clase mundial, queda claro que Vaca Muerta ya no es solo producción: es logística, inversión y presencia internacional. El país empieza a construir un sistema energético que genera divisas de manera sostenida.
Chubut formalizó un cambio profundo en las reglas del juego para el petróleo convencional: promulgó la Ley XVII N°164, que aprueba el acuerdo firmado con Nación y las operadoras para eliminar o reducir retenciones a la exportación, a cambio de una condición central: las empresas deberán reinvertir los ingresos adicionales en los yacimientos de la provincia.
El esquema se articula con el Decreto 59/2026, que flexibilizó los derechos de exportación para el crudo convencional. Pero el beneficio no es automático: cada operadora deberá destinar los recursos incrementales a exploración, desarrollo y explotación, con foco en áreas maduras, marginales o en declino, un punto crítico para la cuenca del Golfo San Jorge.
La ley habilita al Ministerio de Hidrocarburos provincial a definir montos, metodologías y compromisos específicos por concesión, y permite firmar acuerdos individuales con cada empresa según la realidad productiva de cada bloque. También establece un régimen de sanciones en caso de incumplimiento, bajo la Ley XVII N°102.
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El acuerdo tendrá una vigencia inicial de dos años, con posibilidad de prórroga por otros dos. En paralelo, el Ejecutivo provincial deberá reglamentar en un plazo máximo de 60 días el mecanismo para calcular las inversiones adicionales que deberán realizar las operadoras.
La norma fue sancionada por la Legislatura el 2 de marzo y promulgada por el gobernador Ignacio Torres mediante el decreto 235, publicado el 9 de marzo en el Boletín Oficial.
Visión Runrún
Chubut decidió mover el tablero: si el convencional está en declino, la respuesta no es resignarse, sino alinear incentivos. Eliminar retenciones sin pedir nada a cambio sería un subsidio; hacerlo exigiendo reinversión es una política productiva. El acuerdo obliga a las operadoras a volver a poner plata en el subsuelo, en los equipos y en las áreas maduras.
Es un mensaje claro: la exportación es bienvenida, pero tiene que dejar algo más que divisas. Es una señal de que las provincias petroleras empiezan a construir sus propios marcos de desarrollo.
El ministro de Economía, Luis Caputo, volvió a instalar la narrativa de un nuevo ciclo exportador basado en energía y minería, al asegurar que la minería será “otro boom impresionante” para la economía argentina. Lo dijo en el 7° Foro de Inversiones y Negocios en Mendoza, donde destacó que el país atraviesa “la primera vez con orden macro por decisión política” y que ya hay US$ 25.000 millones en proyectos aprobados y otros US$ 42.000 millones en evaluación, principalmente bajo el RIGI.
Caputo proyectó que la balanza energética y minera podría alcanzar US$ 75.000 millones en 2035, más de dos veces y media el aporte actual del agro. Según el ministro, el crecimiento se apoyará en Vaca Muerta, en los grandes proyectos de cobre y litio, y en la llegada de inversiones intensivas en capital que ya muestran un “ratio de aprobación casi del 100%” dentro del régimen.
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En paralelo, la escalada del conflicto en Medio Oriente llevó el barril de petróleo a US$ 100, lo que genera un impacto inmediato en la macro argentina. Cada suba de US$ 10 en el precio del crudo puede aportar entre US$ 1.300 y US$ 3.000 millones adicionales en exportaciones energéticas. Con estos valores, las ventas externas de petróleo podrían pasar de US$ 6.400 millones en 2025 a US$ 9.400 millones, según estimaciones privadas.
El economista energético Daniel Dreizzen proyecta que, con un Brent sostenido en tres dígitos, la balanza energética podría cerrar el año con un superávit de US$ 12.300 millones, unos US$ 4.400 millones más que el año anterior.
Caputo, sin embargo, rechazó que el shock externo vaya a trasladarse al dólar o a la inflación local, y aseguró que la macro “está sólida” y que el Banco Central continúa comprando divisas incluso en este contexto.
Visión Runrún
El Gobierno está construyendo un relato económico donde energía + minería reemplazan al agro como motor de divisas. La suba del petróleo le da aire inmediato a la macro, mientras el RIGI promete inversiones de largo plazo. Pero el escenario es dual: más dólares por exportaciones, sí; pero también más presión inflacionaria y un mundo en tensión.
El boom que proyecta Caputo depende tanto de la geopolítica como de la capacidad del país para sostener reglas estables y convertir promesas en producción real.
La séptima edición del Foro de Inversiones & Negocios reunió en Mendoza a más de 1.500 empresarios, inversores y funcionarios, consolidándose como uno de los encuentros de negocios más relevantes del país.
Bajo el lema “Nuevo tiempo para confiar y crecer”, el evento fue inaugurado por el gobernador Alfredo Cornejo y el ministro de Economía, Luis Caputo, en un contexto donde la atracción de capitales es prioridad política y económica.
Durante dos jornadas, el Hotel Hilton Mendoza fue escenario de paneles sobre macro y microeconomía, energía, petróleo, minería, innovación, logística, agroindustria y tecnología, además de mesas sectoriales que funcionaron como espacios de vinculación directa entre inversores y empresas.
El Gobierno provincial y el Consejo Empresario Mendocino (CEM) destacaron que el objetivo central fue generar oportunidades concretas de inversión y fortalecer la red empresarial de la región.
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El ministro de Producción, Rodolfo Vargas Arizu, subrayó que “cada vez hay más interés en invertir en Mendoza”, especialmente en desarrollos agrícolas, ganaderos y mineros. Aseguró que los inversores perciben “seguridad jurídica y estabilidad”, dos atributos que la provincia busca instalar como diferencial competitivo.
Las mesas de inversiones fueron uno de los espacios más concurridos, con temáticas que abarcaron desde software y servicios tecnológicos hasta petróleo, minería, logística, salud, aeroespacial, real estate, energías y turismo. El subsecretario de Industria, Comercio y Logística, Alberto Marengo, destacó que “la gente se va muy contenta” y que el nivel de participación “levanta la vara para la próxima edición”.
El foro también incluyó Innova Invest, donde once fondos de inversión evaluaron proyectos locales de alto potencial y analizaron oportunidades de financiamiento para emprendimientos mendocinos.
Visión Runrún
El Foro de Inversiones no fue solo un evento: fue una demostración de fuerza del ecosistema empresario mendocino. En un país donde la macro se mueve entre tensiones externas y reformas internas, Mendoza eligió enviar un mensaje claro: hay clima de negocios, hay proyectos y hay capital dispuesto a escuchar.
La provincia se posiciona como un territorio donde la palabra “inversión” no es un slogan, sino una agenda concreta. Y en un momento donde la confianza es un activo escaso, reunir a 1.500 actores del sector privado es, en sí mismo, un gesto político.
Shell Argentina formalizó su incorporación como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), la plataforma educativa creada por la industria para formar el talento técnico que demandará la expansión del no convencional. La adhesión coloca a la compañía dentro de un esquema colaborativo que ya integran YPF, TotalEnergies, Vista, Chevron y Pluspetrol, junto a más de 20 empresas de servicios.
Del acto participaron Germán Burmeister (Shell Argentina, Chile y Uruguay), Horacio Marín (YPF) y Lisandro Deleonardis (IVM). La llegada de Shell refuerza el peso institucional de un proyecto que apunta a resolver uno de los desafíos más críticos del sector: la disponibilidad de mano de obra calificada, con formación específica y estándares alineados a la operación real de Vaca Muerta.
El IVM brindará capacitación técnica gratuita, con certificación del Consejo Provincial de Educación de Neuquén. Su inauguración será el 16 de marzo en el Polo Tecnológico de Neuquén, donde funcionarán simuladores, laboratorios y talleres equipados con tecnología de última generación. Una segunda sede en Río Neuquén contará con un pozo escuela para prácticas de campo.
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Para Shell, la formación de talento es un componente estratégico. “La educación y la formación de talentos son pilares fundamentales para el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Burmeister. La visión coincide con la de YPF, que impulsa un modelo de capacitación colaborativa para sostener la productividad, la eficiencia y la seguridad en operaciones cada vez más complejas.
La red del IVM incluye a Halliburton, San Antonio, DLS Archer, Calfrac, PECOM, Clear, Duralitte, NOV, SIAM y otras compañías clave de la cadena de valor. El objetivo es acelerar la formación de perfiles técnicos preparados para incorporarse rápidamente a la actividad, en un contexto donde la demanda laboral crece al ritmo de nuevos proyectos, más equipos y mayor infraestructura.
Visión Runrún
La incorporación de Shell al Instituto Vaca Muerta consolida un movimiento estratégico de toda la industria: profesionalizar el capital humano para sostener la curva de crecimiento del shale. La formación técnica deja de ser un complemento y pasa a ser infraestructura esencial, al mismo nivel que ductos, plantas y equipos. El IVM es la apuesta colectiva para que Vaca Muerta pueda competir globalmente con productividad, seguridad y talento propio.
La empresa Alberta realizará el 17 de marzo en Buenos Aires la primera edición de Vaca Muerta Experience, un encuentro orientado a inversores interesados en proyectos inmobiliarios vinculados al desarrollo energético de la cuenca.
El evento se hará desde las 16 en el SUM Terraza de Avenida Corrientes 420 y reunirá a inversores individuales e institucionales en una ronda de negocios enfocada en oportunidades asociadas al crecimiento de la actividad hidrocarburífera.
El eje central será la presentación de Añelo Boulevard, un desarrollo urbano pensado para cubrir la demanda corporativa que generan las operaciones petroleras. El proyecto se ubicará en Añelo, considerado el principal centro operativo de Vaca Muerta, y abarcará 20 hectáreas divididas en 16 manzanas. Incluirá 1.128 unidades funcionales destinadas al alojamiento de trabajadores y equipos vinculados a la industria energética.
Según el plan presentado por Alberta, el complejo tendrá capacidad para 3.773 camas, orientadas principalmente a operadoras petroleras y empresas de servicios. Durante el encuentro, los asistentes podrán evaluar oportunidades de participación como inversores dentro del desarrollo inmobiliario.
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El CEO de Alberta, Federico Kreplak, explicó que el evento fue diseñado para quienes buscan involucrarse en el crecimiento de uno de los polos de inversión más relevantes del país. La jornada incluirá presentaciones de oportunidades concretas, además de espacios de networking entre empresas, inversores y actores del sector energético.
La propuesta también busca conectar a inversores que ya participan en Vaca Muerta con aquellos interesados en ingresar al negocio inmobiliario vinculado a la actividad petrolera. En los últimos años, Alberta desarrolló distintos proyectos de infraestructura logística en la región, entre ellos parques logísticos en Neuquén, Añelo y Fernández Oro, destinados al almacenamiento, tránsito pesado y manejo de cargas.
La firma también informó el desarrollo de un software de gestión hotelera y la creación de una unidad de seguridad privada habilitada en la provincia para brindar servicios de vigilancia y monitoreo en complejos habitacionales e industriales.
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A estos servicios se suman propuestas de facility management, mantenimiento y limpieza orientadas a la operación de instalaciones vinculadas al sector energético.
En paralelo, Alberta participa en obras vinculadas al transporte de gas producido en Vaca Muerta. Junto a IDERO, la compañía fue adjudicada para construir y equipar obradores en General Acha, Doblas y Chacharramendi, localidades asociadas al sistema de transporte operado por Transportadora de Gas del Sur (TGS).
Tesis Runrún
Vaca Muerta empieza a generar su propio ecosistema de inversión fuera de Neuquén. El Experience del 17 de marzo busca ampliar la base de capital para proyectos urbanos y logísticos que hoy corren detrás del ritmo de producción. Añelo necesita infraestructura para sostener la próxima fase del shale, y el mercado inmobiliario se convierte en un actor clave para esa expansión.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, participó en Nueva York de la ceremonia de apertura del Nasdaq MarketSite en Times Square, uno de los actos más emblemáticos del sistema financiero internacional. La actividad se realizó en el marco de la Argentina Week, una agenda institucional que reúne a autoridades públicas, gobernadores, inversores y representantes del sector financiero con el objetivo de fortalecer vínculos con los mercados de capitales y promover oportunidades de inversión.
Latorre formó parte del tradicional toque de campana del Nasdaq, ceremonia que marca oficialmente el inicio de la jornada bursátil a las 9.30 de la mañana (hora del este de Estados Unidos). La ministra estuvo acompañada por el CEO de Impulsa Mendoza, Sebastián Piña, y por el presidente de BYMA (Bolsas y Mercados Argentinos), Claudio Zuchovick, y el CEO, Gonzalo Pascual Merlo, en una actividad que suele contar con la participación de ejecutivos de empresas, líderes institucionales y representantes del ecosistema financiero global.
La presencia de Mendoza en este evento se enmarca en la estrategia provincial de posicionamiento internacional y promoción de inversiones, particularmente en sectores vinculados a la energía, la minería y el desarrollo de infraestructura.
Tras la ceremonia de apertura, la ministra mantuvo un encuentro de trabajo con autoridades de Nasdaq. “Estuvimos en la apertura de Nasdaq y luego mantuvimos una reunión con Jameel Johnson, vicepresidente, y Edward S. Knight, vicepresidente ejecutivo adjunto de Nasdaq”, explicó Latorre.
Durante el intercambio se abordó la relación estratégica entre el sector tecnológico global y el desarrollo de proyectos vinculados a los recursos naturales y la transición energética.
“Los principales clientes de Nasdaq son las empresas tecnológicas, y los principales consumidores de la minería son las empresas tecnológicas. Entonces estuvimos conversando sobre cómo construir el ecosistema necesario para que se desarrollen las inversiones que permitan impulsar proyectos de minería y de energía, que son fundamentales para el crecimiento y la expansión de las empresas tecnológicas en el mundo”, señaló la ministra y destacó que Nasdaq “ofrece oportunidades de financiamiento para la actividad minera”.
La delegación mendocina, que acompaña al Gobernador Alfredo Cornejo, prevé presentar a potenciales inversores distintas iniciativas vinculadas a sectores estratégicos de la economía provincial, que requieren importantes niveles de financiamiento internacional para su desarrollo. La agenda incluye encuentros con representantes de fondos de inversión, bancos y operadores del mercado financiero interesados en proyectos de energía, minería, infraestructura y transición energética.
El Nasdaq (National Association of Securities Dealers Automated Quotation) es la segunda bolsa de valores electrónica más grande de Estados Unidos, detrás de la Bolsa de Nueva York. Se caracteriza por su fuerte vinculación con compañías tecnológicas y sectores de innovación, y reúne más de 3.800 empresas que cotizan en su plataforma. Entre sus principales índices se encuentran el Nasdaq Composite y el Nasdaq-100, que agrupan a algunas de las compañías más influyentes del ecosistema tecnológico global.
El Gobierno de Río Negro continúa promoviendo instancias de participación ciudadana en el marco de proyectos estratégicos para el desarrollo provincial. En ese contexto, la comunidad de Cerro Policía se prepara para la Audiencia Pública del Proyecto Parque Eólico Cerro Policía de 300 MW, que se realizará el próximo 19 de marzo.
La audiencia se desarrollará en la Escuela N°193 “José Sabino Rojas” de la localidad y forma parte del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental que lleva adelante la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático. Su objetivo es poner a disposición de la ciudadanía toda la información del proyecto y permitir que vecinos, organizaciones e instituciones puedan realizar observaciones, aportes y opiniones antes de la toma de decisiones por parte de la autoridad ambiental.
En las semanas previas se desarrollaron instancias informativas en territorio. En estos encuentros participaron equipos técnicos provinciales, representantes de la empresa proponente y autoridades locales, generando un espacio de diálogo directo con la comunidad.
El proyecto propone generar energía eléctrica a partir del viento, incorporando 300 MW de energía renovable al sistema eléctrico nacional y contribuyendo a diversificar la matriz energética. La iniciativa se ubica en el departamento El Cuy, y contempla la actualización del Estudio de Impacto Ambiental para evaluar los efectos ambientales y sociales asociados a nuevas tecnologías de aerogeneradores.
Este proceso forma parte de la política provincial orientada a impulsar inversiones energéticas con evaluación ambiental rigurosa, participación ciudadana y reglas claras para el desarrollo. En esa línea, el Gobernador Alberto Weretilneck impulsa una agenda que busca consolidar a Río Negro como protagonista de la nueva etapa productiva vinculada a la energía y al desarrollo económico sostenible.
Las personas interesadas en participar como expositoras o conocer el proyecto pueden inscribirse y acceder a la documentación completa en el sitio web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro, donde se encuentra publicado el Estudio de Impacto Ambiental y la información del proceso de Audiencia Pública.
La audiencia pública constituye una herramienta central para garantizar transparencia en la evaluación de los proyectos y para que la comunidad pueda expresar su mirada sobre iniciativas que impactan en el futuro productivo de la provincia.
El Grupo Gilinski concretó la compra de un 20% de las acciones de la petrolera GeoPark, en una operación valorada en 107 millones de dólares. La adquisición incluye la compra de 12.876.053 acciones ordinarias a un precio unitario de 8,31 dólares, lo que le permitió al conglomerado obtener además dos sillas dentro del directorio de nueve miembros de la empresa.
La transacción se realizó a través de Colden Investments S.A., filial del Grupo Gilinski, bajo un acuerdo que impide la venta de estas acciones durante los próximos 18 meses. Sin embargo, se prevé la posibilidad de que el grupo aumente su participación hasta un 32% en el plazo de un año, siempre que cuente con la aprobación del directorio.
El Grupo Gilinski destacó que GeoPark presenta oportunidades para expandir sus adquisiciones y participar en nuevos bloques de exploración en Colombia. Además, valoró la presencia de la petrolera en la formación de Vaca Muerta, en Argentina, y consideró que la situación actual en Venezuela podría abrir nuevas posibilidades para la compañía.
Por su parte, GeoPark, que recientemente compró la totalidad de los activos colombianos de la petrolera canadiense Frontera Energy por 375 millones de dólares, afirmó que la inversión recibida fortalecerá su capacidad para realizar futuras fusiones y adquisiciones. Asimismo, permitirá financiar desarrollos orgánicos de alto retorno en Colombia y Argentina, además de respaldar la solidez financiera de la empresa.
Felipe Bayon, CEO de GeoPark, destacó la incorporación del Grupo Gilinski: “Su inversión reconoce la fortaleza de nuestra plataforma en Colombia y el potencial de crecimiento incorporado en nuestra estrategia de desarrollo en Argentina”.
El mundo que conocíamos, sostenido por la ilusión de una energía barata y globalizada, acaba de fracturarse. Mientras lees esto, el mapa geopolítico se está redibujando en las aguas del Estrecho de Ormuz. No estamos ante un simple hipo en los mercados; estamos presenciando el nacimiento de una era donde la energía no solo es poder, sino un arma de supervivencia.
Con el precio del crudo Brent coqueteando con los tres dígitos y el gas natural duplicando su valor en semanas, la pregunta ya no es cuánto subirá la nafta, sino qué países lograrán mantener sus luces encendidas y sus industrias a flote.
El “Tapón” del Mundo: El Factor Ormuz
La gran diferencia entre este conflicto y los roces previos en Medio Oriente es la amenaza directa sobre el Estrecho de Ormuz. Este estrecho es el conducto por donde circula aproximadamente el 20% del petróleo y el 25% del Gas Natural Licuado (GNL) global, y cualquier fricción ahí se traduce instantáneamente en pánico en los mercados de Londres y Nueva York.
El mercado no teme a los precios altos, teme a la incertidumbre de suministro. Si el Estrecho de Ormuz se cierra de forma prolongada, los analistas más conservadores ya no descartan un Brent superando los u$s120.El ataque a infraestructuras en Qatar y la falta de seguros marítimos han dejado a más de 150 buques tanque en un “limbo” logístico, disparando los costos de fletes y las primas de riesgo de guerra de manera exponencial. La resiliencia de la economía global está a prueba. A diferencia de 1973, hoy tenemos más renovables, pero nuestra base industrial y el transporte pesado siguen siendo rehenes de los hidrocarburos.
El salto en los precios del petróleo: datos crudos
El efecto dominó: inflación y hambre
El impacto trasciende las estaciones de servicio y golpea tres pilares de la economía mundial:
El “Shock” Inflacionario
Los bancos centrales, que a principios de año se preparaban para relajar la política monetaria, ahora están en alerta máxima. Por cada $10 que sube de forma permanente el barril de petróleo, la inflación en las economías avanzadas tiende a subir entre un 0.5% y 0.7%. Esto significa que las tasas de interés se mantendrán “altas por más tiempo”, frenando el crecimiento global.
El Dilema de la Seguridad Alimentaria
No hay que olvidar que el gas es el insumo principal para producir urea y fertilizantes. El salto del 100% en el precio del gas impactará directamente en los costos de la siembra, lo que se traducirá en alimentos más caros en los próximos 6 a 12 meses.
Ganadores y Perdedores Geográficos
Importadores Netos (Europa y Asia): Europa está en una posición delicada. Con niveles de almacenamiento de gas más bajos que en 2025, la dependencia del GNL de Medio Oriente la vuelve extremadamente vulnerable a cortes de suministro.
Productores (América): Países como Argentina (con Vaca Muerta), Brasil y Estados Unidos ven una ventana de oportunidad para exportar a precios récord, pero este beneficio se ve opacado por el aumento de los costos de importación de combustibles refinados y la inflación interna.
Vaca Muerta: el “puerto seguro” del hemisferio
Para Argentina, este conflicto en Medio Oriente actúa como un acelerador de partículas para Vaca Muerta. Con el Brent rozando los u$s100, el shale argentino no solo es rentable, es una necesidad global.
La crisis en el Estrecho de Ormuz ha modificado los fundamentos financieros de los proyectos en la cuenca neuquina, y modificado el tablero:
Rentabilidad disparada: El “break-even” (punto de equilibrio) de Vaca Muerta se sitúa hoy por debajo de los $40 el barril. Con precios de u$s90+, el retorno de inversión se acelera de 5 a 3 años.
Imán de capitales: Los fondos de inversión están retirando capital de proyectos en zonas de conflicto (como el Mediterráneo Oriental o el Golfo Pérsico) para colocarlos en cuencas de bajo riesgo geopolítico. Argentina, a pesar de su macroeconomía, hoy se ve como un “Oasis de Estabilidad” en términos de seguridad física de la infraestructura.
El GNL como prioridad nacional: La urgencia de Europa por reemplazar el gas qatarí bloqueado en Ormuz ha puesto los proyectos de las plantas de licuefacción (GNL) en la costa argentina en “vía rápida”. Se espera que los anuncios de inversión para la segunda etapa de las plantas superen los u$s15.000 millones antes de fin de año.
Servicios al límite: No todo es color de rosa. Con una proyección de crecimiento del 40% para este año, para suplir la falta de energía global, las empresas de servicios (fractura, perforación y logística minera) están operando al 100% de su capacidad.
Jugadores Dominantes: Empresas grandes como YPF o PAE están en una posición de fortaleza para absorber áreas de compañías más pequeñas que carecen del capital necesario para perforar al ritmo exigido por la demanda mundial.
Precios de los combustibles: El aumento del petróleo global presiona los precios internos de los combustibles. El desafío del gobierno será no “ahogar” a las petroleras con techos de precios mientras intenta frenar la inflación.
Europa: supervivencia vs. soberanía
Europa está viviendo su segundo “invierno de descontento” energético en menos de cinco años. La crisis de 2022 fue por Rusia; la de 2026 es por el colapso logístico en Medio Oriente.
Europa cometió el error de cambiar la dependencia del gas ruso por la del GNL de Medio Oriente y de EEUU. Pero con el Estrecho de Ormuz bajo fuego, el 25% de su suministro de gas desapareció de la noche a la mañana.
La guerra ha forzado a Europa a jugar a dos bandas para evitar el colapso:
Corto plazo: Reactivación de plantas de carbón (Alemania y Polonia) y subsidios masivos para frenar facturas de luz que ya son un 300% más caras que el marzo 2025.
Largo plazo: Aceleración de la meta renovable 2030 para el 2028 y financiamiento récord para la economía del hidrógeno verde.
Estamos ante el fin de la era del “energía barata y globalizada”. El 2026 marcará el año en que el mundo se dividió en bloques energéticos regionales. Argentina tiene la oportunidad histórica de ser el proveedor clave del bloque occidental, siempre que la infraestructura (gasoductos y puertos) esté a la altura del desafío.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, minimizó el impacto global del encarecimiento del precio del petróleo. El mandatario no reparó en los temores por la continuidad del conflicto en Medio Oriente, que no parece tener un fin cercano,
En su red Truth Social, el líder republicano escribió que los precios del petróleo son “un precio muy bajo a pagar por la seguridad y la paz de Estados Unidos y del mundo”. “Caerán rápidamente cuando termine la destrucción de la amenaza nuclear iraní”, aseguró el mandatario norteamericano.
Sin embargo, un portavoz del gobierno de Irán, luego de condenar los ataques a pozos petroleros de su país, advirtió con contramedidas similares.
“Y si pueden soportar que los precios del petróleo superen los 200 dólares por barril, entonces continúen con este juego”, advirtió.
Durante una entrevista con ABC News el domingo, Trump también reconoció que la subida del petróleo “es un pequeño fallo” en el contexto de los ataques militares que terminaron en la muerte del Ayatolá Alí Jamenei y que actualmente también se dirigen a instalaciones petroleras iraníes.
“Tuvimos que tomar este desvío. Sabía exactamente lo que iba a pasar”, aseguró, según consigna EFE, quien también destacó las declaraciones del secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, donde en CNN afirmó que no tienen planes de atacar la industria energética de Irán, distanciándose de los ataques de Israel sobre depósitos locales de combustibles.
El titular de YPF, Horacio Martín, prometió que la empresa estatal, que maneja el 50% de la ventas en el país “no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y estamos honrando nuestro compromiso honesto con los consumidores”.
“Trabajamos con una estrategia de micropricing (estrategia de precios variables) para ir analizando los precios día a día, semana a semana” por el cual “podremos atenuar picos de aumento y bajas dando mayor previsibilidad a los consumidores, teniendo un precio más estable”, dijo Martín a través de la red X.
Y advirtió que “la volatilidad y la incertidumbre no genera valor real sino especulación de corto plazo y nosotros buscamos ser confiables en el tiempo”.
COMPROMISO HONESTO CON LOS CONSUMIDORES
Entiendo la incertidumbre que genera la volatilidad del precio internacional del petróleo, por eso creo importante reafirmar nuestra posición.@YPFoficial no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y… pic.twitter.com/tS0ZkG9uoM
Después de tocar temprano un pico de US$ 120 –el valor más alto en los últimos cuatro años, desde la invasión de Rusia a Ucrania en 2022–, la cotización del crudo bajóaUS$ 101,48 este lunes a la mañana en el Brent, indicador de Europa que se usa como referencia en la Argentina, junto con el WTI, de Texas, para determinar los precios locales.
La inflación en la Ciudad de Buenos Aires fue de 2,6%, durante febrero según informó este lunes el Instituto de Estadística y Censos porteño (Idecba), y con esa cifra el Índice de Precios al Consumidor (IPC) de CABA acumuló una suba del 5,7% en el primer bimestre de 2026 y una variación interanual del 32,4%.
A pesar de que Vaca Muerta es la segunda formación shale con más gas natural en su interior en el mundo, la combinación de los incidentes bélicos en Medio Oriente con los cambios de reglas del mercado del gas en Argentina, ponen a la seguridad del suministro para el pico del próximo invierno en un escenario de incertidumbre.
Al respecto, el CEO de SAESA, Juan Bosch, aseguró en diálogo con RIO NEGRO RADIO que, de cara a garantizar que no habrá cortes de gas en este invierno, «es algo poco alentador que en 2026 digamos esto, pero va a depender de la meteorología».
Esto se debe a que si bien la disparada del precio del petróleo, que ayer lunes perferó el techo de los 100 dólares es lo que captura la atención, el mercado global del gas natural licuado (GNL) se ha visto aún más afectado, no solo por el cierre del Estrecho de Ormuz, por el que pasaba el 20% del GNL del mundo, sino porque uno de los mayores productores de GNL del mundo como es Qatar debió frenar su producción al no poder transportarla.
Desde el inicio de los ataques, la cotización en el mercado TTF se disparó cerca de un 60%, y de momento las proyecciones indican que podría llegar a los 20 dólares por MBTU, una suba del 100% justo para la temporada en la que Argentina deberá importar, pero además con un cambio en la forma de importación local que aún no está definido.
«El tema es que en GNL no hay tanta opción de proveedor a diferencia de lo que ocurre en petróleo. Entonces su prcio dependerá en gran medida de cuán pronto finalice este conflicto y a la eventual reanudación de la planta de GNL de Qatar, que representa un quinto de la producción mundial y además la liberación de las rutas», indicó Bosch pero explicó que «en cualquier caso, aún no estamos ni en situación de ponernos a comprar. Hay que ver primero quién va a ser el responsable de comprar y a partir de ahí ver cómo está la coyuntura internacional en ese momento, que va a ser recién a fines de abril».
Indefiniciones en el mercado interno
Según explicó, la previsión que desde el gobierno nacional se había hecho para este año es de una necesidad de 20 cargamentos de GNL para este invierno, un poco menos que los 27 importados el año pasado.
Pero Bosch detalló que si ya es de por sí complejo el escenario de precios y proveedores, hay dos factores de indefinición más puertas adentro de Argentina: la reforma de las rutas de transporte dentro del país y la definción de la empresa privada que por primera vez desde 2008 reemplazará a la estatal Enarsa en la importación del GNL.
Bosch detalló que actualmente «se están definiendo en el mercado las rutas de transporte. En el transporte de gas en Argentina, Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS) tienen asignado a distintos tipos de usuario y fueron asignados teniendo en cuenta cómo se producía gas en Argentina. Concretamente, la Cuenca Norte aportaba unos 20 a 24 millones de metros cúbicos hace unos cuantos años y hoy no aporta prácticamente nada, aporta 2,5 millones de metros cúbicos. Entonces, se está rerruteando el gas, por decirlo de alguna manera. Y esa reasignación hace que los que no tenían transporte ahora tengan que buscar alguna solución».
El titular de SAESA explicó que «es muy importante asegurarse el abastecimiento de gas y de transporte y se están realizando todas las negociaciones de contrato de que tradicionalmente ocurrían entre abril y mayo para comenzar el primero de mayo, pero ahora están dándose anticipadamente».
Se requieren 20 cargamentos, pero no hay aún importador
Y justo a esto se da la indefinición del cargador privado que reemplazará a la estatal Enarsa en la importación del GNL necesario para cubrir el pico invernal. En este punto, Bosch marcó que «recién a fines de abril se va a saber el cargador», por el plazo de la licitación que recién lanzó Nación el lunes pasado.
Ante lo cual, consultado sobre las garantías que tiene el país de no volver a sufrir un corte de servicio de gas como sucedió el año pasado con las estaciones de servicio de GNC, reconoció que «es algo poco alentador que en el 2026 digamos que esto depende de la meteorología, pero es importante tener presente dos elementos. Primero, que muchos años de desinversión y de financiamiento del sector no es tan fácil de solucionarlo. Todavía falta mucha construcción de gasoductos, no solo a nivel troncal, sino también a nivel distribución. Y segundo está el desafío cultural. Hay una cultura en muchos hogares de no cuidado de este recurso que es un recurso escaso porque no lo hemos pagado a lo que valía».
Felipe Bayon, CEO de GeoPark; con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
GeoPark, la compañía independiente de petróleo y gas, anunció que se sumará al Programa Provincial de Becas “Gregorio Álvarez” con un aporte de US$ 250.000, en un encuentro con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
La compañía señaló que la contribución se enmarca en su estrategia de inversión social y en su visión de desarrollo de largo plazo en la provincia. Según informó, el objetivo es acompañar la iniciativa educativa del Gobierno neuquino y contribuir al fortalecimiento del capital humano en el territorio.
Aporte al programa de becas
“Producir energía de manera responsable es el punto de partida. El desafío real es que ese desarrollo deje capacidades instaladas en el territorio. En Neuquén, el talento local es un activo estratégico. Invertir en educación es fortalecer la competitividad de sus habitantes y darle sustentabilidad al desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Felipe Bayon, CEO de la empresa.
Desde la compañía indicaron que el aporte forma parte de un esquema más amplio orientado a promover mejores condiciones de vida en las comunidades donde opera, con foco en el acceso a la educación como herramienta de movilidad social y desarrollo productivo.
Crecimiento de Vaca Muerta
En ese sentido, destacaron que el crecimiento de Vaca Muerta implica una creciente demanda de talento y capacidades técnicas, por lo que ampliar oportunidades educativas también contribuye a consolidar un ecosistema competitivo y sostenible en la provincia.
GeoPark recordó además su trayectoria regional en programas vinculados a la educación. Desde 2014 impulsa el Programa de Becas Universitarias para Mujeres en Ciencias e Ingenierías en distintos países de América Latina. En Colombia, donde opera desde hace más de 14 años, mantiene un convenio con la Universidad Nacional Abierta y a Distancia (UNAD), que permite a jóvenes del departamento de Casanare cursar estudios profesionales.
Con su incorporación al programa “Gregorio Álvarez”, la empresa inicia una etapa de articulación con el Gobierno provincial orientada a integrar inversión, empleo y formación como ejes de su estrategia de crecimiento en Neuquén.
Un ataque atribuido a Irán impactó este lunes en la principal refinería de Baréin y provocó un incendio en el complejo petrolero de Al-Ma’ameer, el corazón de la industria energética del pequeño reino del Golfo.
El ataque alcanzó instalaciones operadas por la petrolera estatal Bapco Energies y generó daños materiales en la planta, aunque las autoridades informaron que no se registraron víctimas mientras los equipos de emergencia trabajaban para controlar el fuego.
Tras el impacto, la compañía anunció la activación de la cláusula de fuerza mayor en sus envíos de petróleo, una medida que le permite suspender compromisos comerciales debido a un evento extraordinario fuera de su control.
La refinería atacada es la única del país y uno de los activos estratégicos de Baréin. El complejo, ubicado en la zona industrial de Al-Ma’ameer, fue modernizado recientemente para elevar su capacidad de procesamiento a unos 380.000 barriles diarios y aumentar la producción de combustibles refinados.
A pesar del daño en las instalaciones, la empresa aseguró que el suministro de combustibles para el mercado interno continuará garantizado gracias a planes de contingencia ya establecidos.
El episodio se produce en medio de una escalada militar en Medio Oriente que comenzó a fines de febrero y que ya tiene impacto directo sobre la infraestructura energética de la región. En los últimos días, instalaciones petroleras y gasíferas en distintos países del Golfo también fueron alcanzadas por ataques con misiles y drones.
La ofensiva sobre activos energéticos clave empieza a generar inquietud en los mercados internacionales. Con interrupciones en producción y exportaciones en varios países de la región, los analistas advierten que el conflicto podría trasladar rápidamente la tensión geopolítica al mercado global del petróleo.
Baréin, un archipiélago de apenas 33 islas y unos 1,6 millones de habitantes, es uno de los productores más pequeños del Golfo, pero su infraestructura energética tiene un valor estratégico dentro de las rutas petroleras de la región. El ataque a su principal refinería vuelve a poner en evidencia la vulnerabilidad de ese sistema frente a la escalada del conflicto.
El concepto de «última milla» suele asociarse a la logística física, pero en el sector de los servicios públicos, representa la frontera crítica donde la distribución de energía, gas y agua se encuentra con el consumidor. Gustavo Casaforte, fundador y CEO de Widergy, define este espacio como el núcleo de una transformación necesaria para la cual desarrolla soluciones de Internet de las Cosas y software para evolucionar la manera en que las organizaciones gestionan y consumen servicios públicos.
La suite de soluciones ya opera en 30 compañías a través de siete mercados regionales, explica el directivo al reseñar que «la propuesta de valor se centra en una plataforma unicanal de experiencia digital que actúa como el vehículo para todo contacto con el cliente. A diferencia de soluciones genéricas de atención, esta tecnología está diseñada específicamente para el lenguaje energético».
«Esta plataforma está focalizada en la experiencia de consumidores energéticos; no es lo mismo mandar una factura que explicársela de manera personalizada a un cliente que tiene un medidor inteligente, dándole proyecciones y estadísticas para que le saque valor a la información», señaló Casaforte en diálogo con EconoJournal.
El modelo de implementación que proponen es híbrido, combinando una base estándar de más de 300 funcionalidades con una capa de personalización profunda. Esto permite que cada empresa de servicios potencie su propia marca digital sobre activos tecnológicos ya probados. Según el CEO, «el objetivo es llevar el modelo fintech a las utilities, y que los proveedores de servicios energéticos se vean como fintech en lo que es su relación y experiencia digital con los consumidores».
Digitalización de servicios en la Argentina
En términos de madurez tecnológica, el directivo destacó que la Argentina lidera la región en evolución digital dentro del sector, aunque el desafío es dejar de compararse con pares de la misma industria para mirar a referentes de las telecomunicaciones, los medios de pago o la banca privada. Esta visión responde a que más del 50% de la base de clientes en Argentina son millennials y centennials que exigen inmediatez y autogestión, lo que Casaforte denomina el concepto de One Stop Shop.
«El cambio es empezar a ver al cliente desde el cliente. Si mañana un usuario necesita carga eléctrica, un nuevo plan tarifario o un sistema de energía distribuida, debe encontrarlo todo bajo un mismo paraguas digital», afirmó. Esta integración busca reducir la fricción en industrias que tradicionalmente operaron en «silos tecnológicos», donde cada unidad de negocio le habla al usuario de forma fragmentada, aumentando los costos y la insatisfacción.
Gustavo Casaforte, fundador y CEO de Widergy.
La eficiencia operativa es el otro gran motor de esta transformación, y el paso de la atención física o telefónica hacia los canales digitales no solo mejora la experiencia, sino que reduce drásticamente los costos. Casaforte citó ejemplos concretos de grandes clientes que pasaron de resolver el 44% de sus contactos por vía digital a un 75%, logrando que el peso del call center caiga del 39% al 13%. «No solo convertís contactos físicos a digitales, sino que despertás contactabilidad dormida de usuarios que no querían llamar por teléfono», añade.
Sin embargo, la implementación enfrenta barreras culturales y regulatorias, y ante eso las compañías de servicios públicos suelen ser estructuras tradicionales a las que les cuesta convertir su fuerza de trabajo. Para mitigar esto, Widergy integró inteligencia artificial en sus procesos, permitiendo reducir los tiempos de implementación de meses a semanas. «Usamos IA para automatizar la integración con sistemas heredados del cliente, acelerando la disponibilidad de nuestra plataforma incluso cuando falta madurez tecnológica», explicó el CEO.
Respecto al marco regulatorio, Casaforte observó señales de modernización, especialmente en la desaregulación gradual de la comercialización. Aunque persisten obligaciones de mantener oficinas físicas o emitir facturas en papel, el directivo advierte que esperar al cambio legal para invertir en tecnología es un riesgo estratégico. «El punto es estar preparados para cuando el regulador permita reducir oficinas; si no tenés una estructura de canales digitales robusta, vas a sufrir morosidad y reclamos».
La comparación con mercados más avanzados como el europeo refuerza esta urgencia. Allí, la insatisfacción de los segmentos jóvenes con los proveedores energéticos es mayor que el promedio, impulsada por experiencias digitales deficientes. En la región, casos como el de Colombia muestran cómo «la liberalización del mercado está obligando a los ´monstruos´ tradicionales de servicios públicos a competir contra comercializadoras más ágiles y puramente digitales que seducen al cliente con una comunicación personalizada».
Widergy, que cuenta con un equipo de 100 personas en Buenos Aires y presencia en Colombia, Brasil y Chile, se presenta como el socio estratégico para esta transición. La visión de Casaforte es que la industria está ante su mayor transformación en décadas, impulsada por la electrificación y la comercialización libre. «La inversión en última milla tiene un repago inmediato porque ataca un dolor real: el espacio de reducción de costos operativos y la mejora de la satisfacción es todavía muy grande», resaltó.
Finalmente, para el especialista, el éxito de esta transformación «fintech» dependerá de la capacidad de las empresas para entender que su cliente es el mismo que ya opera con bancos digitales o plataformas de streaming. «La tecnología ya no ofrece límites -concluyó- y el desafío reside en la velocidad con la que las organizaciones puedan repensar sus procesos y adoptar una cultura de agilidad que el nuevo contexto energético«.
La operación se cerró por US$ 375 millones y un pago adicional de US$ 25 millones contingente al cumplimiento de ciertos hitos de desarrollo.
La empresa energética independiente GeoPark informó la concreción de una inversión estratégica mediante una transacción de capital privado en acciones públicas (PIPE) con Colden Investments S.A., una afiliada del grupo inversor liderado por Jaime Gilinski y Gabriel Gilinski.
Como parte del acuerdo, Colden invirtió aproximadamente US$107 millones para adquirir 12.876.053 de nuevas acciones ordinarias de la compañía a un precio de US$8,31 por acción. Con el cierre de la operación, la firma inversora pasa a controlar cerca del 20% de las acciones en circulación de GeoPark, convirtiéndose en su principal accionista.
La compañía señaló que el ingreso del nuevo socio estratégico se alinea con su objetivo de consolidarse como una plataforma independiente líder en petróleo y gas en América Latina, a partir de un crecimiento orgánico e inorgánico en distintos mercados de la región.
Foco en Colombia, Vaca Muerta y oportunidades regionales
La estrategia de expansión de GeoPark contempla la consolidación de su presencia en Colombia, la expansión de sus operaciones en Vaca Muerta, en la Argentina, y la posibilidad de evaluar nuevas oportunidades en Venezuela si las condiciones regulatorias y de mercado evolucionan favorablemente.
Según el grupo inversor, GeoPark cuenta con una plataforma regional consolidada y una trayectoria de ejecución técnica y disciplina en la asignación de capital que podría facilitar procesos de consolidación y expansión en los principales mercados donde opera.
En Colombia, el interés estaría puesto en fortalecer la posición de la empresa mediante adquisiciones complementarias, mayor participación en bloques existentes y el desarrollo de áreas subexploradas. En Argentina, el desarrollo de proyectos en Vaca Muerta aparece como uno de los ejes del crecimiento de mediano plazo.
Incorporación al directorio y esquema de gobernanza
Como parte del acuerdo, Colden obtuvo el derecho a nominar dos miembros en el directorio de nueve integrantes de GeoPark, mientras mantenga una participación cercana al 20%. Si su participación superara el 28%, podría nominar un tercer director.
Gabriel Gilinski se incorporó de manera inmediata al directorio de la compañía. El ejecutivo es presidente del directorio de Grupo Nutresa y participa en la plataforma global de inversiones del Grupo Gilinski.
El acuerdo también incluye un período de bloqueo de 18 meses durante el cual Colden no podrá vender sus acciones, además de ciertas limitaciones para incrementar su participación accionaria sin aprobación del directorio durante los próximos 12 meses.
El directorio mantendrá en todo momento una mayoría de miembros independientes conforme a los estándares de la New York Stock Exchange. Refuerzo del balance y capacidad para nuevas inversiones De acuerdo con la compañía, los fondos obtenidos a través de la transacción se destinarán a fortalecer la flexibilidad financiera y apoyar diferentes iniciativas estratégicas.
Entre los posibles usos del capital se incluyen la búsqueda de oportunidades de fusiones y adquisiciones, el financiamiento de desarrollos orgánicos en Colombia y Argentina, el mantenimiento de un balance sólido y el apoyo a otras iniciativas corporativas orientadas a la generación de valor de largo plazo.
En el comunicado, el CEO de la compañía, Felipe Bayon, señaló que la inversión refleja confianza en los activos, el equipo y la estrategia de crecimiento de la empresa, al tiempo que contribuirá a reforzar la capacidad de ejecución de su hoja de ruta regional.
Grupo inversor con presencia internacional
El Grupo Gilinski es uno de los conglomerados de inversión más diversificados de América Latina, con participaciones en sectores como servicios financieros, alimentos, medios de comunicación, bienes raíces y consumo, tanto en la región como en Europa.
Entre sus operaciones recientes se destacan su participación en la transformación del Grupo Nutresa y su rol en la recapitalización de Metro Bank en el Reino Unido.
La incorporación del grupo como accionista de referencia representa un cambio relevante en la estructura accionaria de GeoPark y busca respaldar la siguiente etapa de expansión de la compañía en el sector energético regional.
La Cancillería argentina acompañó las gestiones que permitieron concretar el primer contrato de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) argentino con destino a Europa, firmado entre la empresa alemana SEFE, proveedora y distribuidora global de energía, y el consorcio argentino Southern Energy S.A., integrado por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%).
El acuerdo, que se firmó en Alemania, consolida el posicionamiento de nuestro país como proveedor confiable de energía a nivel global. El proceso que condujo a este resultado se impulsó a partir de la visita bilateral del Presidente Javier Milei a Berlín en junio de 2024, instancia en la que se promovió el fortalecimiento del vínculo energético entre ambos países.
En ese marco, la Cancillería argentina desempeñó un rol activo en el desarrollo de las gestiones que permitieron avanzar hacia este acuerdo, ya que facilitó el diálogo con autoridades y empresas alemanas, acompañó las negociaciones comerciales y brindó apoyo diplomático para su concreción. Estas acciones se enmarcan en la estrategia de política exterior orientada a potenciar las exportaciones argentinas, atraer inversiones y contribuir a la diversificación energética de Europa.
El contrato prevé el suministro de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, con inicio de entregas estimado para fines de 2027. La operación se sustentará en dos buques de licuefacción que operarán en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.
Este hito marca el ingreso efectivo de la Argentina al mercado global de GNL, en un contexto internacional de reconfiguración y diversificación energética. El contrato tendrá un impacto estructural en la economía nacional: incrementará las exportaciones energéticas, generará un flujo sostenido de divisas y permitirá monetizar el desarrollo de Vaca Muerta. Asimismo, el proyecto prevé la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, con fuerte participación de la cadena de valor regional, impulsando el desarrollo productivo federal y consolidando a la Argentina como actor relevante en la seguridad energética internacional.
En la foto (De izquierda a derecha): Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE; Rodolfo Freyre, Presidente de SESA; Betina Pasquali de Fonseca, embajadora argentina en la República Federal de Alemania; Doris Honold, miembro del Consejo de Supervisión de SEFE, Frédéric Barnaud, CCO de SEFE; Dr. Egbert Laege; CEO de SEFE.
El ente regulador provincial EPRE pidió una audiencia pública donde se debata la infraestructura eléctrica minera de San Juan.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) le otorgó infraestructura energética de San Juan al proyecto de cobre Vicuña, operado por los gigantes mineros BHP y Lundin Mining, que construirá una línea en alta tensión, pero que también tendrá el control del corredor eléctrico del oeste de la provincia por 25 años. La decisión despertó críticas de otros actores del sector minero, del gobernador Marcelo Orrego y del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE), que afirman que es una decisión ilegal y que tendrá impacto en sus desarrollos.
Fuentes ligadas al proyecto sanjuanino de cobre Los Azules, operado por la canadiense McEwen Copper y con participación de la principal minera del mundo Río Tinto y la automotriz Stellantis, indicaron a EconoJournal que presentaron una oposición a la decisión del ente regulador nacional. Este medio también supo de fuentes del sector que en el proyecto de cobreEl Pachón (operado por el gigante suizo Glencore) y el de oro Hualilán (a cargo de la australiana Challenger Gold) están trabajando en el mismo sentido, aunque no serían las únicos en plantear críticas.
Críticas al ENRE
Según entienden en el sector minero de San Juan, la decisión del ENRE pasa por alto al ente regulador provincial y deja en manos de Vicuña el control total de infraestructura eléctrica de alta tensión del nodo Nueva San Juan – Rodeo, donde también demandan energía otros proyectos. “El día de mañana, cualquier proyecto productivos de esta zona tendría que pedirle permiso y concretar acuerdos con Vicuña para el uso de la energía eléctrica”, indicó otra fuente consultada por EconoJournal.
El EPRE pidió la realización de una audiencia pública donde se debata esta infraestructura eléctrica y señaló en un comunicado que “el objetivo es asegurar que la integración de grandes proyectos industriales se realice mediante una planificación técnica rigurosa que no comprometa el servicio eléctrico actual ni el crecimiento proyectado de la provincia”. “Otorgar prioridades de uso sobre capacidades de transporte preexistentes sin la intervención de la provincia, y sin los debidos estudios técnicos, compromete la seguridad del sistema”, afirmó.
Contrapunto por el control de la línea eléctrica minera
El ENRE publicó el 20 de febrero en el Boletín Oficial la resolución 79. Allí le otorgó a Vicuñaprioridad en el uso de infraestructuraeléctrica del corredor minero del noroeste provincial, que abarca los departamentos de Iglesia y Calingasta, en la cordillera de los Andes. En concreto, la resolución le otorga a Vicuña “la prioridad de uso de la capacidad frente a terceros del 90% de la capacidad de transporte remanente (no uso residencial, por ejemplo) que, según los cálculos de Cammesa, alcanza al 71% de la capacidad total (854 MVA) de la línea Nueva San Juan-Rodeo, operando en 500 kV”.
BHP y Lundin tienen previsto realizar una obra de infraestructura eléctrica para abastecer al Distrito Vicuña, que integra a los yacimientos Josemaría y Filo del Sol y que, juntos, conforma el megaproyecto de cobre que tiene planificado invertir US$ 7.100 millones en San Juan. La construcción y el mantenimiento de la línea nueva estarán a cargo de Vicuña, que demandará 260 MW.
Allegados al proyecto Vicuña afirmaron a EconoJournal que la resolución del ENRE “no otorga control sobre la infraestructura eléctrica ni exclusividad sobre el sistema de transporte. El ENRE estableció la posibilidad de otorgar prioridad de uso frente a terceros sobre la capacidad incremental resultante de ampliaciones específicas”.
Además, señalaron que “la prioridad se vincula exclusivamente con obras de ampliación que serán ejecutadas y financiadas por el propio proyecto, y que se desarrollan sobre instalaciones del SADI”. “El sistema eléctrico argentino se rige por el principio de acceso abierto, lo que implica que cualquier proyecto que requiera energía puede presentar su solicitud de acceso a la capacidad de transporte y, en caso de ser necesario, proponer ampliaciones adicionales”, también sostuvieron.
Consultado por este medio, desde el ENRE indicaron que la resolución “cumple con la normativa” y que “habilita, a quien considere que la obra puede afectarlo o plantee una oposición, a que pueda realizar su presentación y se habilite el llamado a audiencia pública”. También indicaron que “este es un derecho que se asigna al que financia la repotenciación/construcción de una línea. Lo habilita la resolución 311 de 2025 de la Secretaria de Energía y el porcentaje de prioridad que se plantea, lo calculó Cammesa”.
Las obras que habilita la resolución del ENRE
En rigor, la resolución 79 del ENRE afirma que las obras que realizará Vicuña consisten en:
La construcción de la nueva Línea de Extra Alta Tensión de 500 kV entre la Estación Transformadora Rodeo y la Estación Transformadora Chaparro, de aproximadamente 167 kilómetros de longitud.
La provisión y montaje, en la Estación Transformadora Nueva San Juan, del campo 05 de 500 kV para la vinculación de la línea a la Estación Transformadora Rodeo (línea existente operada actualmente en 132 kV).
La construcción de la playa de 500 kV de la Estación Transformadora Rodeo en configuración interruptor y medio, con un banco de transformación con fase de reserva de 500/132/33 kV de 600 MVA y vinculación de la playa de 132 kV.
La construcción de la nueva Estación Transformadora Chaparro con tecnología GIS (Gas Insulated Switchgear), configuración interruptor y medio en 500 kV, doble barra en 220 kV y barra de transferencia, banco de transformación con fase de reserva de 500/220 kV – 450 MVA y dos salidas de línea en 220 kV a la Estación Transformadora Josemaría.
La desconexión de la línea Nueva San Juan-Rodeo de los campos de 132 kV en ambos extremos y su vinculación a sendos campos de 500 kV.
Los líderes internacionales han tenido dificultades para detener el avance del cambio climático, apelando a la colaboración global. Sin embargo, la guerra en Irán y la crisis energética que ha provocado han llevado a algunos analistas a considerar que el egoísmo y el nacionalismo podrían ser estrategias efectivas para avanzar en el uso de energías renovables nacionales, priorizando estas sobre los combustibles fósiles importados.
Los ataques a refinerías, el cierre de rutas de transporte marítimo para el petróleo y el gas natural, y el aumento de los precios del combustible deberían, según algunos expertos, hacer que incluso los gobernantes más reacios se inclinen hacia un futuro más limpio y menos dependiente de los combustibles fósiles.
No obstante, hay quienes son escépticos y advierten que un fenómeno similar ocurrió tras la invasión de Ucrania por parte de Rusia, lo que llevó a muchos países europeos a recurrir al carbón, un combustible aún más contaminante.
El científico climático de la Universidad de Stanford, Rob Jackson, describió esta visión como una ilusión.
El secretario general de la ONU, António Guterres, tiene una perspectiva diferente. En un reciente comunicado, mencionó que la agitación en Oriente Medio resalta la vulnerabilidad del sistema energético global, que está estrechamente vinculado a los combustibles fósiles. Guterres subrayó que la energía renovable, que se produce a nivel local, es actualmente más económica y accesible que nunca, y no puede ser utilizada como un arma en conflictos.
Las cumbres climáticas anuales de la ONU, enfocadas en la cooperación, han tenido un impacto limitado. La última reunión en Brasil, conocida como COP30, no abordó de manera efectiva el uso de combustibles fósiles. Guterres expresó su descontento, afirmando que los resultados de la cumbre no cumplían con las necesidades actuales.
A pesar del crecimiento de las energías renovables, el uso de combustibles fósiles sigue en aumento. Esto genera emisiones de dióxido de carbono y metano que contribuyen al calentamiento global, exacerbando fenómenos climáticos extremos.
El profesor de clima y asuntos internacionales en Princeton, Michael Oppenheimer, advirtió que, al menos en los próximos cinco años, las reducciones de emisiones se llevarán a cabo de manera unilateral, dependiendo de las decisiones internas de cada país.
Caroline Baxter, del Council on Strategic Risks, señaló que el conflicto ya ha causado una desaceleración en el movimiento de combustibles fósiles hacia diversos puertos, lo que es crítico para naciones como Japón y Corea del Sur, que dependen de estas importaciones. Baxter sugirió que podría haber un giro hacia la energía verde, ya que ofrece más estabilidad que los combustibles fósiles.
Sin embargo, algunos analistas mantienen una postura escéptica. La invasión de Ucrania demostró que, a pesar de las interrupciones en el suministro de gas, la dependencia de los combustibles fósiles no disminuyó. En cambio, muchos países recurrieron a otros combustibles fósiles, como el carbón, que son más contaminantes.
Las decisiones energéticas que se tomen en este contexto podrían tener efectos duraderos en la lucha contra el cambio climático. A pesar de la guerra, las emisiones de gases de efecto invernadero seguirán aumentando, incluso con un posible aumento en el uso de energías renovables.
La guerra en sí misma también incrementará las emisiones. Los ejércitos del mundo son responsables de una parte significativa de las emisiones globales, superando a todos los países excepto a China, Estados Unidos e India. El consumo de combustible por parte de los ejércitos contribuye de manera considerable a este problema.
Esta situación plantea un dilema complejo: mientras que el conflicto podría impulsar un cambio hacia la energía renovable, la guerra misma produce emisiones que podrían anular cualquier avance en la transición energética.
La compañía energética PCR anunció que consiguió financiamiento de la Corporación Financiera Internacional (IFC), brazo financiero del Grupo Banco Mundial, para desarrollar y construir el Parque Eólico Olavarría, un proyecto que demandará una inversión total de US$ 275 millones y que apunta a fortalecer la generación renovable y la infraestructura eléctrica del país.
La iniciativa se desarrolla en conjunto con Acindar Industria Argentina de Aceros, del grupo ArcelorMittal, que utilizará la energía renovable generada por el parque para abastecer parte de sus operaciones industriales y avanzar en la descarbonización de su producción de acero.
El proyecto contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad instalada total de 185,6 megavatios. Además, incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 kilómetros que conectará el parque con la estación transformadora de Olavarría.
La iniciativa también prevé obras para ampliar la capacidad de transporte eléctrico del Sistema Argentino de Interconexión, mediante la repotenciación de equipamiento en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza.
Actualmente, el proyecto cuenta con aprobación dentro del esquema del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), impulsado por el Gobierno argentino para promover proyectos de gran escala.
Uno de los aspectos más innovadores de la iniciativa es que será la primera generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al sistema eléctrico nacional.
Según estimaciones de la compañía, el parque generará energía limpia equivalente al consumo anual de unos 230.000 hogares, además de permitir la reducción de alrededor de 320.000 toneladas de emisiones de dióxido de carbono por año.
“Con esta inversión apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y la generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”, afirmó Makhtar Diop, director general de IFC.
Por su parte, el CEO de PCR, Martín Brandi, señaló que el acuerdo permitirá avanzar en un proyecto que combina infraestructura estratégica, energía renovable y desarrollo productivo.
“Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país y promueven inversiones de largo plazo”, sostuvo.
El financiamiento estructurado por IFC incluye un préstamo corporativo senior por US$ 110 millones para la compañía Generación Eléctrica Argentina Renovable I (GEAR I), garantizado por la propia empresa y por PCR.
El crédito se compone de un tramo de US$ 30 millones aportado por IFC y otro de US$ 80 millones financiado por bancos de desarrollo y entidades comerciales, con un plazo de repago estimado de entre siete y nueve años.
Además del financiamiento, IFC brindará asesoramiento técnico para asegurar que el proyecto cumpla con estándares internacionales ambientales y sociales, con el objetivo de fortalecer las prácticas de sostenibilidad y atraer nuevas inversiones privadas hacia el sector energético argentino.
Fundada hace más de un siglo, PCR es una empresa de capitales argentinos con presencia en petróleo y gas, cemento y energías renovables. En el segmento eólico opera actualmente cuatro complejos con una potencia total de 545 MW, ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis, consolidándose como uno de los actores relevantes del mercado de generación renovable en el país.
Las ofertas para los interesados en la privatización de Transener se pueden presentar hasta el 23 de marzo.
El gobierno tiene en carpeta una serie de privatizaciones de empresas con participación estatal del sector regulado de energía que podría concretar en 2026. El año pasado comenzó con el complejo proceso de venta de Enarsa, que cuenta con diversos activos, en particular con Transener, la principal empresa de transporte eléctrico en alta tensióndel país, y con Transba, la transportista de energía de Buenos Aires. También vendería parte de la compañía del sector atómico Nucleoeléctrica Argentina (NASA) y el complejo de la mina y la usina de Yacimientos Carboníferos de Río Turbio (YCRT) en Santa Cruz. Además, Metrogas, la mayor distribuidora de gas del país, que es controlada por el Estado a través de YPF, se sumaría a este listado de empresas que el gobierno pretende desprenderse durante este año.
El marco legal para que el gobierno se desprenda de éstas empresas es la Ley Bases (N° 27.142 de 2024), que habilita al Estado a desprenderse total o parcialmente de distintos activos. Este verano el gobierno ya concretó la reprivatización de las represas del Comahue.
Privatización de Enarsa y Transener
El gobierno de Javier Milei inició el año pasado el complejo proceso de privatización de Energía Argentina S.A. (Enarsa), que al contar con varios activos en el sector energético impide que su venta se concrete a partir de un solo paquete accionario. Para eso, el Poder Ejecutivo decidió avanzar con la venta de Transener, la mayor compañía de transmisión con una red de 12.400 kilómetros de líneas, un activo estratégico que monopoliza la operación del sistema de alta tensión del país.
Según confirmaron fuentes consultadas por EconoJournal, los mayores interesados en adquirir la compañía son los empresarios nacionales Daniel Vila, Mauricio Filiberti y José Luis Manzano, socios en la Empresa de Energía del Cono Sur S.A., controlante de la distribuidora Edenor.
Formalmente, el gobierno habilitó la venta del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S.A. (Citelec), controlante de Transener (el otro 50% está en poder de Pampa Energía), que está en manos de Enarsa. Lo hizo a través de la resolución 2090 del Ministerio de Economía de diciembre de 2025.
También hay otros candidatos que se anotan para disputar la licitación, como Jorge Brito, presidente de Genneia y del Banco Macro, y la familia Sielecki, que es socia de Pampa Energía en Transportadora Gas del Sur (TGS).
Las ofertas para quedarse con el 50% de Citelec se podrán presentar hasta las 9:30 del próximo 23 de marzo, según el cronograma de privatización de Enarsa. El acto de apertura de sobre será a las 10 de ese mismo día.
Privatización de Transba
Al ser controlada por Transener, la venta de Citelec implicará la transferencia automática del control de Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires S.A. (Transba), que opera una red de 6.228 kilómetros de líneas de distribución troncal de energía eléctrica bonaerense. También abarca el desprendimiento por parte del Estado de Transener Internacional Ltda, su ramificación internacional:
Además del 50% en Citelec, Enarsa cuanta con una participación de 68,83% en Central Termoeléctrica José de San Martín; un 65% en la Central Termoeléctrica Manuel Belgrano; un 90% en Enarsa Patagonia; un 80% en Vientos de La Patagonia I; y un 1,07% en el Parque Eólico Arauco.
YPF se desprende de Metrogas
La compañía bajo control estatal YPF tiene el 70% del paquete accionario de Metrogas, la mayor distribuidora de gas por red del país. A mediados de enero lanzó el proceso formal de venta de las acciones, tal como anticipó EconoJournal el 4 de febrero. Lo hizo una vez resuelta la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) 2025-2030, que le da un horizonte de cinco años de actualización tarifaria.
La operación de venta de Metrogas se espera hace años en el mercado ya que, según la Ley del Gas (N|24.076), una productora no puede tener el control mayoritario de una distribuidora, un activo que está en el sector energético regulado.
La Ley Bases habilitó a las empresas del mercado regulado de gas -distribuidoras y transportistas- a extender sus licencias por 20 años. Metrogas espera el aval final del gobierno para extender su contrato hasta 2047, un paso clave para su venta ya que su licencia concluye a fin de año.
El objetivo de YPF es obtener alrededor de US$ 700 millones por la venta de su participación en Metrogas.
YPF ya contrató al Citi -el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta- para contactar a inversores interesados en adquirir Metrogas. El objetivo de la compañía es obtener US$ 700 millones por su participación en la distribuidora de gas de Buenos Aires, que cuenta con 2,5 millones de clientes. La compañía presidida por Horacio Marín pretende que, además de jugadores locales, en el proceso de venta participen también compañías internacionales.
YPF desembarcó en Metrogas en noviembre de 2012 a partir de un waiver del Enargas, cuando adquirió el 54% de Gas Argentino (GASA), la sociedad controlante de la distribuidora que estaba en poder de la británica British Gas (BG).
Venta de Nucleoeléctrica y YCRT
El 79% de las acciones de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), que opera las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse, están actualmente en poder del Ministerio de Economía, un 20% lo tiene la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y el 1% restante pertenece a Enarsa.
El plan nuclear del gobierno tenía previsto la privatización del 44% de NASA y de un 5% que quedaba para los trabajadores a través de la organización de un Programa de Propiedad Participada. El decreto 695 de septiembre de 2025 que oficializó el plan de venta parcial de NASA sigue vigente.
Sin embargo, tras la salida en febrero de Demian Reidel como presidente de NASA en medio de denuncias de presunto sobreprecio en contratos de servicios, el plan ideado por el gobierno libertario para el sector nuclear, incluyendo la privatización parcial de su principal compañía, quedó en stand by, al menos por ahora.
El gobierno también tiene en carpeta vender Yacimientos Carboníferos de Río Turbio (YCRT), que está ubicada en la provincia de Santa Cruz y que cuenta con una usina que debería generar 260 MW, pero que no está operativa. En 2025 lanzó el proceso de venta, pero el estado de la mina de carbón y la usina por ahora no acerca inversores.
El gobierno de Mendoza avanza en el diseño de una licitación para un complejo hidroeléctrico, con el objetivo de reactivar y modernizar el activo, mientras se habilita su participación en el mercado entre privados mediante contratos.
“Dentro de la Resolución SE N° 400/2025 se contractualizarán centrales hidroeléctricas. Por ejemplo, los Nihuiles contractualizará vía Mercado a Término (MAT) con una potencia de 220 MW en el estado normal”, manifestó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, JimenaLatorre.
“Para ello, estamos apelando a una licitación que sea superadora, no sólo un revamping, sino que pueda generar más a futuro. Y la licitación debe salir en el primer semestre del año”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.
La iniciativa surge en un contexto particular para el complejo hidroeléctrico ubicado en el Cañón del Atuel, cuyo contrato de concesión original por 30 años venció en 2024 y debió extenderse hasta mediados de 2025 mientras se define el nuevo esquema de explotación.
La situación actual del activo agrega complejidad al proceso de adjudicación, dado que, a principios de 2025, una tormenta provocó serios daños materiales en las centrales hidroeléctricas del Cañón del Atuel, afectando la operatividad del complejo y dejando turbinas fuera de servicio.
En ese contexto, la estructura contractual prevista difiere de los mecanismos tradicionales utilizados para centrales hidroeléctricas en el mercado eléctrico mayorista.
Aunque cabe recordar que mediante la reciente Res. SE N° 400/25, la Secretaría de Energía rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del Mercado a Término (MAT), permitiendo que generadores de esta índole celebren contratos de abastecimiento eléctrico directamente con grandes usuarios.
Obras de transmisión para habilitar nuevos proyectos energéticos
En paralelo al proceso de licitación del complejo hidroeléctrico, Mendoza impulsa un programa de ampliación de infraestructura eléctrica financiado con fondos de resarcimiento de la provincia, con el objetivo de fortalecer el sistema de transporte y habilitar nuevas inversiones productivas.
Uno de los desarrollos más relevantes es la construcción de la Estación Transformadora Valle de Uco 220/132 kV y la ampliación de la Estación Transformadora Capiz, considerada una obra estratégica para robustecer el sistema eléctrico regional.
El proyecto, que contempla una inversión inicial estimada en USD 51.207.660, permitirá mejorar la calidad del suministro eléctrico para más de 150.000 habitantes, además de incrementar la confiabilidad del sistema interconectado provincial y habilitar futuras ampliaciones en redes de 132 kV.
La iniciativa ya despertó un importante interés del sector privado, de modo que seis empresas compiten en la convocatoria y desde el Poder Ejecutivo provincial destacaron que “son muy buenas ofertas y concurrencia”.
“Ese proceso alienta mucho porque ya tenemos en la calle otros pliegos para infraestructura de transporte eléctrico de Mendoza Norte, para la cual tomamos la decisión de utilizar fondos de los mendocinos porque está vinculado a la capacidad de despacho de nuevos proyectos y al desarrollo económico de la provincia”, sostuvo Latorre.
En paralelo, también se analiza un proyecto de línea eléctrica en el sur provincial, que complementaría la infraestructura vinculada a la interconexión Diamante – Charlone.
“Estamos convencidos de que si queremos más proyectos como este de Genneia y más desarrollo económico, las líneas de transmisión son clave”, concluyó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza
La evolución tecnológica y el creciente interés por las baterías comienzan a redefinir la estrategia de los principales actores del sector energético. En ese contexto, Huawei prepara el lanzamiento de un nuevo inversor fotovoltaico capaz de operar a 1000 voltios en corriente alterna, una innovación que podría modificar el diseño y la eficiencia de las plantas solares utility scale.
Actualmente, la mayoría de los inversores fotovoltaicos de tipo string trabajan con 800 voltios en corriente alterna, por lo que el salto a 1000 voltios representa un cambio relevante en la arquitectura de las plantas solares, según explicó el CTO de Huawei Digital Power, Andrés Hernando Ros, durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.
«El producto nos abre un abanico nuevo de características. Por ejemplo,aumentar el trazo de media tensión, ya que en lugar de ir con trazos de 9 MW, podremos ir a trazos de 11 MW. Esto también nos habilita trabajar a buses de continuo más altos, por ejemplo, a 1600 voltios», aseguró Hernando Ros.
Esto impacta directamente en el diseño de los trackers y en la densidad energética de las plantas: “En el mismo tracker vamos a poder poner dos paneles más y mover más módulos con el mismo motor, lo que aumenta la eficiencia del sistema”.
El nuevo equipo evolucionará desde el actual inversor de 330 kilovatios hacia un modelo de aproximadamente 506 kilovatios, pensado para gestionar mesas fotovoltaicas más potentes y mejorar la producción energética de las instalaciones, con el foco puesto en bajar el costo nivelado de la energía (LCOE) y no necesariamente solo el CAPEX, sino también operación, mantenimiento y mayor producción.
El dispositivo también incorporará capacidades de grid forming, una funcionalidad que permitirá que los inversores solares participen activamente en la estabilidad de la red eléctrica.
Mientras tanto, el mercado energético europeo observa con creciente interés el desarrollo del almacenamiento. En España, el sector analiza el potencial de las baterías para aportar flexibilidad al sistema eléctrico, optimizar la gestión de la generación renovable y abrir nuevas oportunidades de negocio para desarrolladores y utilities.
Durante el debate sectorial en el FES Iberia, distintos actores estimaron que la demanda de almacenamiento podría alcanzar varios gigavatios de capacidad en los próximos años, impulsada por la necesidad de equilibrar la red y gestionar la variabilidad de la generación renovable.
«Parece como que es una carrera por coger la pole position para cuando entren estos mecanismos, de modo que los proyectos estén listos para participar en esos mercados”, explicó Hernando Ros.
«Ya no consiste en hacer un depósito a plazo fijo con una planta fotovoltaica y obtener retornos altos; ahora estamos invirtiendo con cierto riesgo y lo que hay que hacer es minimizar esos riesgos”, agregó.
La hibridación entre plantas solares y baterías aparece como una de las oportunidades más claras para el mercado español. Las recientes modificaciones regulatorias permiten integrar almacenamiento en instalaciones fotovoltaicas existentes, lo que puede mejorar la eficiencia del sistema y aumentar la rentabilidad de los proyectos.
“Puedes conectar almacenamiento en baja tensión en paralelo a la planta fotovoltaica existente y tramitarlo con el mismo transformador, lo que reduce inversiones y mejora la eficiencia”, agregó.
Este tipo de configuraciones permite optimizar la operación de las plantas renovables, almacenar excedentes de generación y prepararse para futuros mercados de capacidad o servicios de red. En opinión del ejecutivo, cada vez más desarrolladores buscan posicionarse en esta nueva etapa del sector energético.
En paralelo al segmento utility, el almacenamiento también comienza a consolidarse en el segmento comercial e industrial, donde las baterías ya encuentran distintos modelos de negocio vinculados al autoconsumo y la gestión de la demanda energética.
“En comercial e industrial tienes muchos mercados diferentes: maximización del autoconsumo, gestión por tarifas horarias o incluso reducción de picos de demanda para electrificar flotas o procesos industriales”, explica Hernando Ros.
“Tenemos proyectos en comercial e industrial desde hace dos o tres años y uno de referencia alcanza los 28 megavatios hora en una gran industria, lo que demuestra que el almacenamiento también puede tener escala en este mercado”, agregó.
En este escenario, el directivo considera que tanto el desarrollo de plantas híbridas en utility como las aplicaciones en el sector industrial comienzan a abrir un abanico de oportunidades para el almacenamiento en España, a medida que el mercado busca posicionarse ante futuros mecanismos regulatorios y nuevos servicios para la red.
“Vemos bastante apetito por parte de los clientes para entender estas soluciones, donde la planta híbrida se gestiona como un sistema único”, concluyó Hernando Ros.
El sector solar argentino atraviesa una etapa de evolución marcada por una mayor profesionalización y exigencias técnicas más elevadas por parte de los desarrolladores, producto del crecimiento de la capacidad fotovoltaica y el nivel técnico de quienes impulsan los proyectos.
“Es enorme la diferencia en la profesionalización de Argentina en el mercado solar de lo que era hace 4 o 5 años y eso nos exige a todos ahora como fabricantes y proveedores a subir el nivel”, afirmó Humberto Di Pasquale, LATAM Regional Director de VersolSolar, durante el reciente encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
“El mercado solar del país es más exigente que hace 3 o 4 años y las reuniones con clientes son muy diferentes. Hoy las exigencias son mayores, hay un mercado mucho más desarrollado y, por ende, mayor conocimiento de lo necesario para llevar un proyecto exitoso hasta su punto de conexión”, agregó ante más de 600 líderes del sector.
Según datos de CAMMESA, Argentina ya cuenta con 2583 MW de potencia fotovoltaica en operación, mientras que el conjunto de las energías renovables alcanza 7980 MW instalados, sin considerar las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW.
¿A qué se deben estos números? Sólo durante 2025 y los primeros meses de 2026 se sumaron 910 MW solares, consolidando la tendencia hacia esta tecnología de generación verde.
Esta evolución también impacta en la forma en que los fabricantes deben diseñar y ofrecer sus soluciones tecnológicas, dado que en lugar de responder únicamente a criterios de precio, los desarrolladores buscan garantizar rendimiento y disponibilidad durante toda la vida útil de los activos solares.
“Nos estamos encontrando con profesionales a nivel de ingeniería, a nivel de compras, que entienden cada vez más que no es solamente exigir menores precios. Y como fabricantes debemos escuchar y entender las necesidades, adaptar las soluciones y garantizar que efectivamente la tecnología de trackers que ofrecemos sea capaz de proveer lo que necesita el cliente durante 25-30 años”, explicó Di Pasquale.
“Se debe adaptar el producto a una realidad de mercado, a una realidad de características climáticas particulares, diferentes sistemas de defensa, y en función del costo y de la confianza que el cliente sepa que el producto estará adaptado a su proyecto y no al revés”, indica.
Según el LATAM Regional Director de VersolSolar, la reducción del costo nivelado de energía (LCOE) surge como consecuencia de un buen diseño y una ejecución adecuada del proyecto.
En este escenario, la adaptación de los productos a las particularidades de cada proyecto se vuelve un factor clave para los fabricantes. Esto implica trasladar esa adaptación también a los procesos industriales y constructivos.
Tecnología, optimización y defensa climática
El avance tecnológico en los sistemas de seguimiento solar también forma parte de esta evolución del mercado, aunque la diferenciación entre fabricantes se encuentra cada vez más en el servicio y la capacidad de acompañar los proyectos localmente.
“La diferencia la hace el servicio que podemos ofrecer a nivel local y de post venta, y que los clientes contarán con solidez de equipo de trabajo durante todo su proceso constructivo e instalación”, sostuvo el especialista.
Dentro de esta estrategia, VersolSolar incorporó herramientas tecnológicas para optimizar la operación de los proyectos y mejorar la capacidad de respuesta ante eventos climáticos. La compañía, fundada en 2009, ha impulsado más de 40 GW de capacidad solar en más de 70 países, consolidando su presencia global en sistemas de seguimiento y montaje.
“Tenemos capacidad de pre-ensamblaje, contamos con una aplicación de desarrollo propio que trabaja con inteligencia artificial, conectada con diferentes sistemas meteorológicos para poder predecir eventos climáticos y llevar a posición de defensa con la suficiente anticipación para que no ocurran desastres en los proyectos”, detalló Di Pasquale.
“Con todo ello queremos posicionarnos más fuerte en Argentina. El sector se encontrará con resiliencia, profesionalismo, gente capaz de seguir adelante en las situaciones más difíciles, y que hoy en día está materializado al país como uno de los grandes mercados de Latinoamérica, que no se queda en la planificación, sino que también ejecuta”, concluyó.
Zelestra, compañía global de energías renovables enfocada en soluciones multitecnológicas y centradas en el cliente, alcanzó el cierre financiero del proyecto solar Babilonia de 242 MWdc en Perú, mediante un paquete de financiación verde por USD 176 millones acordado con Natixis Corporate and Investment Banking (Natixis CIB) y BBVA Perú.
Babilonia consolida los 16 años de presencia de Zelestra en el país y forma parte del complejo solar La Joya, ubicado en Arequipa, que tendrá una capacidad total prevista cercana a los 700 MW. Este complejo incluye la planta San Martín de 300 MW, actualmente en operación, y el proyecto San Joaquín de 125 MW, que se encuentra en fase avanzada de desarrollo.
El proyecto fue posible gracias a un acuerdo de compra de energía (PPA) a largo plazo con Celepsa, una de las principales compañías del sector eléctrico peruano.
El paquete de financiación verde fue acordado con Natixis Corporate and Investment Banking (Natixis CIB) y BBVA Perú. Babilonia forma parte del complejo La Joya, ubicado en Arequipa (Perú), que tendrá una capacidad total cercana a los 700 MW.
La ejecución del proyecto Babilonia, cuya construcción comenzó el mes pasado, está siendo liderada por la división interna de EPC (ingeniería, adquisiciones y construcción) de Zelestra. Durante la fase de construcción se generarán más de 500 empleos directos, y una vez operativo producirá suficiente energía limpia para abastecer aproximadamente 350.000 hogares en Perú.
Xavier Puig, CFO de Zelestra, afirmó: “El paquete de financiación verde para Babilonia es una operación significativa para Zelestra. Este acuerdo reafirma la confianza que los principales socios financieros globales tienen en nuestra estrategia centrada en el cliente y en nuestra capacidad para ejecutar proyectos en múltiples mercados. Nuestra división interna de EPC ha iniciado recientemente el programa de construcción y esperamos entregar la energía a tiempo para nuestro cliente Celepsa”.
Zelestra es uno de los principales actores del sector renovable en Perú, con 600 MW de proyectos en operación o construcción y una cartera de crecimiento superior a 1,5 GW.
Solis LATAM anunció la designación de Alba Min Ye como CEO, un movimiento que marca una nueva etapa en la estrategia regional de la compañía en un momento de crecimiento para el sector solar en América Latina.
La empresa comunicó el nombramiento a través de sus canales oficiales, destacando el liderazgo de la ejecutiva para fortalecer la presencia de la firma en la región.
“Hoy queremos dar la bienvenida a Alba Min Ye, quien asume el rol de CEO de Solis LATAM. Su experiencia y liderazgo marcarán un nuevo capítulo para nuestra organización mientras seguimos fortaleciendo nuestra presencia en la región y promoviendo soluciones de energía solar cada vez más innovadoras”, expresaron desde la compañía a través de redes sociales.
El anuncio se produce en un contexto en el que América Latina continúa consolidándose como uno de los mercados más dinámicos para el desarrollo de energías renovables, impulsado por la competitividad de la generación solar y la necesidad de avanzar en matrices energéticas más sostenibles.
La empresa también destacó la importancia del trabajo conjunto con actores del sector: “Confiamos en que, junto a nuestro equipo, aliados y clientes, continuaremos impulsando el desarrollo del sector solar en Latinoamérica”.
Alba Min Ye cuenta con una trayectoria profesional vinculada a compañías tecnológicas y energéticas, con experiencia en mercados internacionales y en el desarrollo comercial en América Latina.
Antes de asumir el liderazgo de Solis LATAM, se desempeñó como General Manager de LONGi en México entre junio de 2023 y marzo de 2026, donde participó en el fortalecimiento de la presencia de la compañía en el mercado solar regional.
Previamente ocupó el cargo de Senior Director en ZTE entre 2017 y 2023, también en México, donde lideró estrategias comerciales y de desarrollo de mercado dentro de la multinacional tecnológica.
Su carrera profesional comenzó en Sichuan Jiuzhou Electric Co., Ltd, donde trabajó como Sales Manager entre 2015 y 2017 en Shenzhen, China, consolidando experiencia en operaciones comerciales internacionales.
El nombramiento se produce en un momento en el que Solis continúa ampliando su presencia en el mercado latinoamericano, donde el crecimiento de la energía solar está impulsando nuevas inversiones en infraestructura y tecnología.
En ese marco, la compañía viene reforzando su estrategia tecnológica con inversores solares de mayor potencia y eficiencia, incluyendo soluciones diseñadas para proyectos comerciales e industriales. Entre ellas se destaca el desarrollo de equipos de 125 kW, orientados a responder a la creciente demanda de instalaciones solares de gran escala y a la evolución de los sistemas energéticos hacia esquemas más flexibles e integrados.
A la par, Solis también avanza en su ingreso al mercado de almacenamiento energético, con el objetivo de ofrecer soluciones integradas que combinen generación fotovoltaica y gestión inteligente de la energía. Este movimiento responde a una tendencia global en la que los sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) se consolidan como una herramienta clave para optimizar la integración de energías renovables.
La compañía ha manifestado su intención de fortalecer su presencia en el mercado latinoamericano de almacenamiento energético hacia 2026, en un contexto en el que la combinación entre generación solar y baterías gana relevancia para mejorar la estabilidad de las redes eléctricas y la gestión de la energía.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó que Colombia llegó a los 4 GW en generación de energías limpias equivalentes al 17,09% de toda la matriz energética del país con el funcionamiento del nuevo Parque Solar Atlántico.
Con las pruebas de la planta de energía solar, se está a 2 GW de llegar a la meta propuesta por el Gobierno del presidente Gustavo Petro de generación, enmarcado en el plan 6 GW Plus.
Este proyecto cuenta con 403.920 paneles solares interconectados en 34 subcampos con tecnología que les permite girar y orientarse con el movimiento del sol para capturar óptimamente sus rayos durante todo el día.
Las modernas instalaciones de generación de energía limpia podrán abastecer de electricidad a cerca de 800 mil ciudadanos de la región, principalmente a los habitantes de los municipios de Usiacurí y Sabanalarga.
“Con la producción de 180MW de esta planta solar, el país subió a 17,09% su participación de toda la matriz energética usada en Colombia consolidándose como un pilar creciente en el desarrollo y bienestar de todo el territorio nacional”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.
El jefe de la cartera minero-energética de Colombia también ha asegurado que este es un hito relevante que evidencia el compromiso del sector con una transición ordenada, segura y sostenible
Más contexto de mercado
El país tiene en marcha dos decisiones estructurales para el sistema eléctrico colombiano: la subasta de contratos de largo plazo, que incorpora almacenamiento, y la de cargo por confiabilidad, instrumento central para garantizar firmeza y respaldo en la matriz.
La nueva subasta de largo plazo en Colombia se lanza en un escenario muy distinto al de sus antecesoras. Mientras en 2019 el mercado carecía de contratos suficientes para respaldar financiamiento estructurado, hoy los desarrolladores negocian PPAs de hasta 15 años con condiciones que permiten cerrar Project Finance sin acudir necesariamente al mecanismo estatal.
El cambio de contexto responde a una señal clara: la posible estrechez del sistema hacia 2027–2028, en un entorno marcado por retrasos en expansión de red y limitaciones en asignación de puntos de conexión. Ante ese panorama, comercializadores y grandes consumidores comenzaron a asegurar suministro con mayor anticipación, dinamizando el mercado bilateral.
Además, el proceso se desarrolla en un año preelectoral —con elecciones presidenciales previstas para el 31 de mayo de 2026—, lo que introduce una variable institucional adicional. La previsibilidad regulatoria y la independencia del regulador serán factores determinantes para mantener confianza inversora.
Por lo que con la transición energética en marcha y señales de estrechez en el horizonte, Colombia enfrenta una etapa distinta, donde la subasta ya no opera como motor inicial de expansión renovable, sino como herramienta de ajuste fino en un mercado que maduró rápidamente y que hoy exige sofisticación contractual y financiera.
El rápido crecimiento de los data centers impulsado por la inteligencia artificial y la economía digital está generando un nuevo desafío energético para Chile y América Latina. En este escenario, Siemens anticipa que la integración de renovables con sistemas BESS será determinante para garantizar un suministro confiable y sostenible durante la próxima década.
Felipe Lizama, gerente de Electrificación y Automatización de Siemens Chile, explica que el avance de esta infraestructura tecnológica está asociado a una transformación estructural de la demanda eléctrica global.
“En noviembre de 2025, Chile contaba con 59 data centers, lo que lo posiciona como el tercer país con mayor capacidad instalada de data centers en América Latina. En este contexto, estimamos que en los próximos cinco años la capacidad instalada podría duplicarse, consolidando a esta industria como una de las de mayor crecimiento en el país”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.
El fenómeno no es exclusivo de Chile. Latinoamérica está experimentando un incremento sustancial en la inversión en infraestructura digital, impulsado por la proximidad estratégica con Estados Unidos, la rápida adopción de servicios en la nube y nuevos marcos regulatorios vinculados a la soberanía de datos.
Las proyecciones energéticas reflejan la magnitud del desafío. Chile anticipa que la demanda eléctrica de los centros de datos alcanzará 1360 MW hacia 2032, mientras que Brasil proyecta multiplicar por quince su consumo actual, pasando de aproximadamente 826 MW a más de 13 GW hacia 2035.
Actualmente gran parte de esta infraestructura está concentrada en la Región Metropolitana, lo que genera presiones adicionales sobre la red eléctrica y plantea la necesidad de diversificar la localización de los proyectos, que permitan suplir la creciente demanda y, al mismo tiempo, optimizar los costos de energía.
Para enfrentar esta nueva demanda energética, Siemens considera que la integración de energías renovables junto con almacenamiento BESS será clave para asegurar la continuidad operativa que requieren los data centers.
“Ambas tecnologías pueden jugar un rol central en el abastecimiento de data centers al permitirles reducir drásticamente su huella de carbono, mejorar la continuidad del suministro eléctrico y disminuir la dependencia de generadores convencionales basados en combustibles fósiles”, afirmó Lizama.
Esta combinación permite cubrir cargas críticas sin interrupciones y optimizar el uso de la energía renovable disponible, una condición indispensable para la operación de los centros de datos.
En paralelo, Siemens está fortaleciendo su oferta tecnológica para acompañar este crecimiento: “Ofrecemos un portafolio integral de soluciones y servicios para proyectos de data centers, orientado a cubrir todo su ciclo de vida, desde la planificación y el diseño hasta la operación y expansión”, explica Lizama.
Las soluciones incluyen sistemas de distribución eléctrica de media y baja tensión, plataformas de automatización energética, herramientas de gestión de infraestructura y sistemas inteligentes para monitorear en tiempo real el consumo energético, la capacidad, el enfriamiento y los activos críticos.
“Estamos reforzando nuestro portafolio tecnológico con soluciones que combinan equipos eléctricos, sistemas de control y plataformas digitales de operación avanzada, como SCADA, EMS y BMS, apoyadas por capacidades de digitalización e inteligencia artificial para optimizar la gestión de flujos de energía”, detalló el ejecutivo.
Finalmente, Siemens también promueve instancias de colaboración con actores del ecosistema energético y digital, incluyendo organismos públicos, operadores de centros de datos y generadores renovables.
Entre ese tipo de iniciativas se destaca la participación activamente en la Asociación Chilena de Data Centers, donde aporta su experiencia global para el desarrollo del sector.
“Desde ese espacio aportamos nuestro conocimiento global y expertise local para contribuir a la definición de estándares, compartir tendencias tecnológicas y adaptar soluciones innovadoras implementadas en otros mercados a la realidad chilena”, concluye Lizama.
El Estrecho de Ormuz, por donde pasa una quinta parte del petróleo mundial, vuelve a ser un punto crítico del sistema energético global. Si las tensiones en la región encarecen el crudo, el impacto podría sentirse también en la Argentina, donde el aumento de los combustibles tiene efectos directos sobre una inflación que ronda el 35% anual.
El Estrecho de Ormuz continúa siendo el principal cuello de botella energético del sistema internacional. Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), en 2024 transitaron por este paso marítimo aproximadamente 20 millones de barriles diarios de petróleo y productos petroleros, lo que equivale a cerca del 20% del consumo mundial de líquidos petroleros y a más de una cuarta parte del comercio marítimo global de petróleo.
Alternativas de emergencia de los hidrocarburos de Arabia Saudita
Este volumen confirma su carácter estratégico para la seguridad energética global. Entre 2022 y 2024, el tránsito de crudo y condensados por el estrecho se redujo en torno a 1,6 millones de barriles diarios, descenso que fue parcialmente compensado por un aumento de aproximadamente 0,5 millones de barriles diarios en el comercio de productos refinados.
Gas Natural Licuefaccionado
El GNL acompaña en paralelo al crudo: casi una quinta parte del comercio global de GNL transita por esta ruta. En 2024, Qatar exportó alrededor de 263,3 millones de m³ por día de GNL a través de Ormuz, mientras que los Emiratos Árabes Unidos enviaron cerca de 19,8 millones de m³ por día. Más del 90% de las exportaciones de GNL de Qatar dependen de este paso marítimo, y la mayor parte de esos volúmenes se dirige a mercados asiáticos.
En el caso de los combustibles refinados, los análisis de mercado elaborados por la consultora Kpler indican que el estrecho concentra aproximadamente el 10% del comercio marítimo mundial de gasoil o diésel y cerca del 20% del comercio marítimo global de combustible para aviación o querosén. Estas cifras reflejan la importancia del Golfo Pérsico no sólo como región exportadora de crudo, sino también como proveedor de combustibles intermedios para los mercados internacionales.
En este contexto, Arabia Saudita adoptó medidas preventivas para garantizar la continuidad de sus exportaciones energéticas. El reino dispone del oleoducto Este-Oeste (Petroline), que conecta los campos petroleros del Golfo con el puerto de Yanbu en el Mar Rojo (BUSCAR MAPA). Esta infraestructura posee una capacidad nominal cercana a los 5 millones de barriles diarios y permite desviar parte de las exportaciones saudíes evitando el Estrecho de Ormuz en caso de interrupciones.
Las tensiones regionales también han influido en las expectativas del mercado petrolero. Diversos análisis financieros han advertido que un escenario extremo de interrupción del tránsito energético en el Golfo podría provocar fuertes aumentos de precios. En 2025, analistas de JPMorgan estimaron que una crisis mayor en Medio Oriente podría llevar el precio del petróleo a niveles cercanos a los US$ 120-130 por barril.
Mientras tanto, la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) decidió mantener una política prudente de aumento gradual de la oferta. El grupo acordó incrementar la producción conjunta en aproximadamente 206.000 barriles diarios a partir de abril de 2026, evitando una expansión más agresiva de la oferta en un contexto de elevada incertidumbre.
Impacto en el mercado
En función del conflicto, los precios de los crudos de referencia del mercado internacional volaron. En este contexto, el Brent —referencia predominante para Europa, África y gran parte del comercio internacional de petróleo— se sitúa aproximadamente en torno a los US$ 91-93 por barril. El crudo del Mar del Norte, constituye el principal punto de referencia para la formación de precios en el mercado atlántico y sirve de base para numerosos contratos de suministro a escala global.
No obstante, el brent llegó a superar transitoriamente los US$ 120 por barril en operaciones intradiarias, impulsado por la prima de riesgo geopolítico asociada a las tensiones en Medio Oriente y a la posibilidad de interrupciones en los flujos de suministro a través del Golfo y del estrecho. Estos picos, sin embargo, se produjeron en un contexto de elevada especulación financiera y de compras precautorias en los mercados de futuros, por lo que no necesariamente reflejan un nuevo nivel de equilibrio del mercado sino más bien un momento de fuerte estrés en el sistema energético global.
Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI), cuyo punto de entrega se encuentra en Cushing, Oklahoma, cotiza ligeramente por debajo del Brent. Su precio se ubica aproximadamente entre los US$ 86 y 88 por barril. Esta diferencia responde a factores estructurales del mercado energético, entre ellos la abundancia relativa de crudo en América del Norte, las condiciones logísticas internas de los Estados Unidos y las particularidades de calidad y transporte del hidrocarburo. El diferencial entre ambos marcadores —conocido como spread Brent-WTI— suele oscilar en el orden de los cuatro a seis dólares por barril, manteniendo el Brent una prima sobre el crudo estadounidense.
En el caso del crudo Arabian Light —también denominado Arab Light—, principal variedad exportada por Arabia Saudita, su precio no se determina mediante una cotización única en el mercado spot, sino más bien a través de un sistema de precios oficiales de venta (Official Selling Prices, OSP) que la empresa estatal Saudi Aramco fija mensualmente. Dichos precios se establecen como diferenciales respecto de determinados marcadores regionales: Brent para el mercado europeo, ASCI (Argus Sour Crude Index) para los Estados Unidos y el marcador Oman-Dubai para Asia. En términos aproximados, y considerando estos diferenciales, el Arabian Light se ubica actualmente en un rango cercano a los US$ 89–95 dólares por barril, dependiendo del mercado de destino y de los ajustes comerciales aplicados en cada región.
El crudo doméstico
En lo que respecta a la Argentina, los crudos de referencia utilizados en el mercado interno y en las operaciones de exportación son principalmente el Medanito y las distintas corrientes asociadas a la producción de Vaca Muerta. El crudo Medanito, producido fundamentalmente en la cuenca Neuquina y caracterizado por su calidad relativamente liviana y bajo contenido de azufre, suele cotizar con un pequeño descuento respecto del Brent debido a factores logísticos, de transporte y de mercado.
En el contexto actual de precios internacionales, su valor se ubicaría aproximadamente en un rango cercano a los US$ 82–87 por barril, dependiendo de las condiciones de comercialización y del destino del crudo.
Por su parte, el petróleo producido en la formación Vaca Muerta —que en muchos casos se comercializa bajo especificaciones similares al Medanito o mediante mezclas destinadas a exportación— se encuentra estrechamente vinculado a la evolución del Brent en los mercados internacionales. Las corrientes de shale oil provenientes de Vaca Muerta suelen negociarse con descuentos variables respecto del Brent, asociados principalmente a costos de evacuación, capacidad de transporte y características de refinación. En términos generales, y en el escenario actual de precios internacionales, el crudo exportable de Vaca Muerta se situaría en niveles próximos a los 80–85 dólares por barril.
En conjunto, la estructura de precios muestra la histórica dependencia del mercado petrolero argentino respecto de los benchmarks internacionales. Si bien los crudos locales presentan descuentos derivados de factores logísticos, regulatorios y de mercado, su evolución sigue de manera estrecha las tendencias del Brent y, en menor medida, del WTI, lo que vincula directamente la dinámica energética argentina con las fluctuaciones del sistema petrolero global.
¿Y la Inflación?
Con los datos que hoy tiene la economía argentina y el acoplamiento de los precios del crudo doméstico con los internacionales, una suba fuerte internacional sería inflacionaria, incluso el FMI ya advirtió sobre un aumento de la inflación internacional.
El punto de partida no es neutro. La inflación mensual ya venía acelerándose desde hace ocho meses: fue de 1,6% en junio de 2025, 1,9% en julio, 1,9% en agosto, 2,1% en septiembre, 2,3% en octubre, 2,5% en noviembre, 2,8% en diciembre y 2,9% en enero de 2026. Es decir, en ese tramo el IPC subió 1,3 puntos porcentuales, lo que muestra que la desinflación ya venía perdiendo fuerza antes del nuevo shock petrolero. Además, en noviembre la división Vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles subió 3,4%; en diciembre, Transporte subió 4,0% y Vivienda 3,4%.
La inflación interanual (últimos 12 meses) se ubicó en 32,4% según el último dato disponible del IPC de enero de 2026 publicado por el INDEC.
Sobre esa base, el canal más inmediato sería el de los combustibles. Economistas locales estiman que, si el salto del petróleo internacional se sostiene, el traslado a surtidor en Argentina podría rondar hasta 10%. Ya en 2025 el rubro combustible fue el principal impulsor de los costos logísticos: en el índice FADEEAC, el combustible marcó 45% en el año, mientras el costo total del transporte aumentó 37%, es decir 5,5 puntos por encima de la inflación minorista de ese año. Eso importa mucho porque en Argentina el gasoil es un costo transversal: pega en fletes, distribución de alimentos, materiales de construcción, insumos industriales y transporte de media distancia.
Llevado a cifras concretas, un aumento de 10% en naftas y gasoil no implicaría un salto equivalente del IPC total, pero sí podría agregar una presión visible. Como inferencia razonable a partir del peso del transporte en el índice y de los efectos de segunda ronda, un shock podría sumar aproximadamente entre 0,3 y 0,6 puntos porcentuales a la inflación mensual repartidos entre el mes del ajuste y el siguiente. En otras palabras, si la inflación venía orbitando alrededor de 2,8%-2,9%, un traslado relevante del petróleo podría empujarla hacia una zona de 3,2%-3,5% mensual, siempre que el aumento llegue completo a surtidores y no sea amortiguado por impuestos, atraso de precios o absorción de márgenes.
Ahora bien, el segundo dato decisivo es que la economía real no está acompañando con una demanda fuerte. En enero de 2026, el IPI manufacturero del INDEC cayó 3,2% interanual. La utilización de la capacidad instalada había sido de 53,8% en diciembre de 2025, contra 56,7% un año antes. Y la encuesta de la UIA mostró un cuadro todavía más contractivo: el Monitor de Desempeño Industrial indica una caída de 36,5 puntos; el 53,3% de las firmas reportó menor producción que a fines de 2025 y el 54,7% informó caída de ventas internas. A eso se suma que las ventas minoristas pyme cayeron 5,6% interanual en febrero.
Cuando la demanda está firme, el mayor costo energético se traslada más rápido a precios finales. Cuando las ventas están cayendo, en cambio, una parte del shock se “traba” en la cadena: refinadoras, transportistas, distribuidores e industrias intentan remarcar, pero comercios y fabricantes no siempre logran convalidarlo porque venden menos. Por eso, en la Argentina actual, la suba del crudo probablemente tendría un impacto inflacionario importante pero más acotado que en un ciclo expansivo. El shock se vería con claridad en combustibles, algo en logística y algo en tarifas, pero bastante menos en el resto de los bienes de lo que ocurriría con consumo robusto.
La demanda energética industrial refuerza esa idea. En noviembre de 2025, la demanda eléctrica total cayó 3,2% interanual hasta 10.712,3 GWh, el nivel más bajo para ese mes desde 2021. Dentro de ese total, la demanda industrial bajó alrededor de 0,4%, mientras que en los primeros once meses de 2025 la demanda total acumuló una caída de 0,4% y el año móvil mostró una retracción de 0,6%. Es decir, no hay un escenario de industria sobrecalentada que pueda absorber alegremente un encarecimiento de la energía: el consumo energético muestra una economía contenida.
En gas y electricidad el impacto sería más lento, pero no inexistente. Si el petróleo alto encarece sustitutos, combustibles líquidos para generación y parte de la energía importada, eso termina presionando tarifas o subsidios. Pero ahí el traslado depende mucho más de la decisión regulatoria que en el caso de naftas y gasoil. Por eso, en el corto plazo, el mayor efecto inflacionario vendría por combustibles líquidos y logística; en un segundo escalón podrían aparecer tarifas energéticas si el Gobierno opta por seguir trasladando costos.
Combustibles y paridad
Un aumento significativo del precio internacional del petróleo impactará a través de tres canales principales: combustibles líquidos, tarifas de gas por redes y tarifas eléctricas. Sin embargo, el grado de traslado a precios internos depende del esquema regulatorio, del nivel de subsidios y de la política energética vigente.
El impacto más directo y rápido se produce en los combustibles líquidos (naftas y gasoil). El precio en surtidor se forma a partir de varios componentes: el valor del crudo utilizado por las refinerías, los costos de refinación y logística, los impuestos y el margen comercial.
El crudo de referencia para el mercado doméstico sigue de cerca al Brent, por lo que un aumento fuerte del precio internacional genera presión inmediata sobre las refinadoras. De hecho, especialistas señalan que cuando el Brent sube con rapidez, aumenta la presión para trasladar ese incremento al precio de las naftas y el gasoil, ya que las refinadoras venden en el mercado interno pero compran o valorizan el petróleo con referencia internacional.
En la actualidad, los precios de los combustibles en Argentina se encuentran cerca o incluso por encima de la llamada paridad de importación, es decir, el precio que tendrían si el combustible se trajera del exterior. Esto significa que el sistema se encuentra relativamente alineado con el mercado internacional, por lo que nuevas subas del crudo tenderían a trasladarse con mayor facilidad a los surtidores.
En segundo lugar, el impacto sobre elgas natural por redes esmás indirecto. El precio del gas en Argentina depende principalmente del costo de producción local —sobre todo del gas de Vaca Muerta— y de los precios que el Estado reconoce en los contratos del Plan Gas o en los mecanismos de abastecimiento.
Sin embargo, el petróleo influye de varias maneras. Primero, porque el gas importado (GNL o gas de países vecinos) suele estar indexado a referencias internacionales de energía, muchas veces vinculadas al petróleo. Segundo, porque un aumento del crudo eleva el costo de los combustibles líquidos que se utilizan como sustitutos en generación eléctrica o en industrias. En un contexto de reducción de subsidios y convergencia hacia tarifas que reflejen el costo real del sistema energético, estas variaciones internacionales tienden a trasladarse gradualmente a la factura final de los usuarios.
Petróleo y Tarifas
El efecto sobre las tarifas eléctricas también es indirecto pero relevante. El precio mayorista de la electricidad en Argentina depende de la estructura de generación del sistema, donde participan hidroeléctricas, nucleares, renovables y centrales térmicas que funcionan con gas o combustibles líquidos. Cuando sube el petróleo, aumentan los costos de generación en aquellas centrales que utilizan gasoil o fuel oil, y también puede encarecerse el gas en determinados momentos del año. Ese incremento del costo de generación se refleja en el precio mayorista de la energía (MEM) y, si el Estado reduce subsidios, termina trasladándose a las tarifas que pagan los usuarios finales.
En síntesis, una suba fuerte del precio internacional del crudo —como los picos cercanos a 120 dólares— tendría en Argentina un efecto escalonado. El impacto más rápido se vería en los combustibles líquidos, que responden directamente a la paridad internacional. Luego aparecerían efectos más graduales en el gas por redes y en la electricidad, principalmente a través de los costos de generación, de importación de energía y del esquema de subsidios vigente. Al mismo tiempo, este escenario también tiene un efecto positivo para la balanza energética del país, ya que mayores precios internacionales incrementan los ingresos por exportaciones de petróleo provenientes de Vaca Muerta.
Politica de precios
Durante gran parte de las últimas seis décadas, la Argentina utilizó distintos mecanismos para desacoplar el precio interno del petróleo de las cotizaciones internacionales. El instrumento más conocido fue el llamado “barril criollo”, una política mediante la cual el Estado fijaba un precio de referencia doméstico para el crudo producido en el país, diferente del Brent u otros benchmarks internacionales. El objetivo era doble: por un lado, proteger a los consumidores y a la economía local de las fuertes oscilaciones del mercado mundial; por otro, garantizar un nivel mínimo de rentabilidad para las empresas productoras, evitando que caídas abruptas del precio internacional paralizaran la inversión.
Este sistema comenzó a tomar forma después de la crisis energética de comienzos de la década de 2000. Durante los años posteriores a la crisis de 2001–2002, el Estado argentino implementó un esquema de precios internos administrados para los combustibles y el petróleo, con el fin de contener la inflación y sostener el abastecimiento interno. En ese contexto, el crudo producido en el país se comercializaba en el mercado doméstico a precios que podían ubicarse por debajo del Brent cuando el petróleo internacional estaba alto, o bien por encima del precio internacional cuando el Brent caía, manteniendo así un nivel relativamente estable.
Un ejemplo claro de este mecanismo ocurrió entre 2014 y 2016, cuando el precio internacional del petróleo se desplomó desde más de 100 dólares a menos de 40 dólares por barril. Para evitar una caída abrupta de la actividad petrolera —especialmente en la cuenca Neuquina y en los proyectos no convencionales de Vaca Muerta— el gobierno sostuvo un precio interno del crudo cercano a los 60–70 dólares por barril, muy por encima del valor internacional de ese momento. Ese precio sostén funcionó precisamente como un “barril criollo”.
Más tarde, en 2020, durante la pandemia de COVID-19, el colapso del precio internacional del petróleo llevó nuevamente al Estado argentino a restablecer formalmente el mecanismo del barril criollo. Mediante un decreto se fijó un precio interno de referencia de 45 dólares por barril para el petróleo producido en el país. La medida buscaba evitar el derrumbe de la producción y de las inversiones en la industria hidrocarburífera en un contexto de demanda global muy deprimida.
Sin embargo, a partir de los últimos años se produjo un proceso gradual de convergencia hacia los precios internacionales. El desarrollo de Vaca Muerta y la creciente orientación exportadora de la producción de petróleo hicieron cada vez más difícil sostener un desacople completo entre los precios internos y los internacionales. Al mismo tiempo, las reformas del mercado energético y la necesidad de reducir distorsiones económicas llevaron a una mayor alineación con la paridad de exportación o de importación, es decir, con los precios que surgirían de comerciar el petróleo y los combustibles en el mercado internacional.
Con las cifras actuales, el efecto más probable sería una inflación que ya pasó de 1,6% en juniode 2025 a 2,9% en enero de 2026, un petróleo internacional persistentemente más caro podría agregar entre 0,3 y 0,6 puntos mensuales al IPC en el corto plazo, principalmente por combustibles y transporte. Ese impacto sería real, pero no explosivo, porque se enfrentaría a una economía con industria en caída, capacidad ociosa elevada, ventas internas debilitadas y demanda energética todavía fría.
El pasado que vuelve
Sí, planteado de ese modo tu observación es básicamente correcta. Si se mira el proceso histórico en perspectiva larga, Argentina mantuvo durante gran parte de los últimos setenta años algún tipo de desacople entre el precio interno del petróleo y el precio internacional, aunque ese desacople se instrumentó mediante mecanismos muy distintos según la etapa histórica.
Entre las décadas de 1950 y 1980 el desacople se daba dentro de un modelo energético estatal e integrado, con YPF como empresa dominante del sistema. El petróleo producido en el país se vendía a precios fijados administrativamente y no según las cotizaciones internacionales. Incluso cuando operaban empresas privadas —como durante los contratos petroleros del gobierno de Arturo Frondizi— el crudo debía venderse a YPF a precios definidos por el Estado. En ese período el precio del petróleo era básicamente una variable de política económica, orientada a sostener el proceso de industrialización y a mantener bajos los costos energéticos internos.
En la década de 1990 hubo una ruptura importante con ese esquema. Las reformas del sector energético, la privatización de YPF y la desregulación del mercado petrolero acercaron mucho más los precios internos a los precios internacionales. En ese momento el sistema argentino se integró de manera más directa al mercado global del petróleo.
Sin embargo, después de la crisis económica de 2001–2002 el Estado volvió a intervenir fuertemente en el sector energético. A partir de entonces se implementaron distintos instrumentos para evitar que el precio internacional del petróleo se trasladara plenamente al mercado interno. Entre esos instrumentos estuvieron los acuerdos de precios entre empresas, la llamada “mesa de crudos”, los controles sobre combustibles y, en determinados momentos, el denominado “barril criollo”, que fijaba un precio interno de referencia distinto del internacional.
Por lo tanto, si se toma el período largo desde mediados del siglo XX hasta la actualidad, puede afirmarse que durante la mayor parte de esos setenta años el precio interno del petróleo en Argentina no siguió automáticamente al precio internacional. Lo que cambió a lo largo del tiempo fueron los instrumentos institucionales y regulatorios utilizados para producir ese desacople: primero un sistema estatal integrado, luego una breve etapa de liberalización en los años noventa, y posteriormente diversos mecanismos de intervención y coordinación del mercado interno.
Puma Energy, la red global de estaciones de servicio del gigante global Trafigura, oficializó la apertura de una nueva estación de servicio en la Ruta Nacional Nro 9, a la altura de la ciudad de Baradero. Esta inauguración se alinea con la estrategia de la firma de consolidar su presencia en los nodos viales más relevantes del país.
El nuevo centro operativo destaca por su escala, ocupando una superficie de 3 hectáreas. La infraestructura técnica dispone de una playa para vehículos livianos con dos islas de carga, además de un sector específico para transporte pesado que cuenta con seis puestos de abastecimiento simultáneo. Esta configuración permite optimizar los flujos de tránsito y mejorar la eficiencia en la atención de flotas comerciales.
En cumplimiento con las nuevas demandas de movilidad sustentable, el establecimiento incorpora dos puntos de cargadores eléctricos. Asimismo, el complejo fue provisto de instalaciones de servicios complementarios que incluyen áreas de vestuarios y baños de uso exclusivo para transportistas, elevando los estándares de confort en las rutas de larga distancia.
La unidad de negocios de retail de la estación integra una tienda Super 7 junto con la cadena de hamburgueserías Dean & Dennys. Esta asociación comercial busca diversificar la oferta gastronómica y potenciar la experiencia del cliente a través de una propuesta de alta calidad, complementada por un espacio exterior diseñado para el descanso.
El nuevo concepto de estaciones de servicio
Alejandro Stevenazzi, gerente comercial de Puma Energy, señaló que la puesta en valor de la sede en Baradero forma parte de un programa integral de modernización. Según el directivo, el objetivo es transformar los puntos de venta en espacios polifuncionales que brinden soluciones técnicas para los vehículos y un entorno de comodidad para los pasajeros.
Con esta incorporación, la empresa supera las 410 estaciones de servicio activas en la Argentina. En paralelo, la compañía avanza en la actualización estética y funcional de sus tiendas de cercanía, y a la fecha se remodelaron 190 locales bajo las insignias Super 7 y Shop Express, con la meta de alcanzar las 250 unidades renovadas antes de finalizar el año.
Por su parte, Hernán Zagabria, representante de la firma operadora Zagabria S.A., destacó la oportunidad de integrar esta renovación de red. El empresario remarcó que su gestión aportará el conocimiento operativo para que la estación cumpla con los estándares de calidad y atención, posicionándose como una unidad insignia para la marca.
Puma Energy, como parte de su capacidad instalada en el país, opera activos estratégicos como la Refinería de Bahía Blanca, la terminal de Campana y la planta de lubricantes en Avellaneda. A esta estructura se suman más de 50 Agroservicios distribuidos en los principales puntos de la zona productiva rural.
El country manager de Pluspetrol, Julián Escuder; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
La empresa energética Pluspetrol firmó un nuevo convenio de adhesión al programa de Becas “Gregorio Álvarez”, iniciativa impulsada por el gobierno de la Provincia del Neuquén, mediante el cual destinará US$1 millón para fortalecer el programa durante 2026.
Se trata del tercer año consecutivo en el que la compañía acompaña esta iniciativa educativa, orientada a apoyar a estudiantes de distintos niveles del sistema educativo provincial.
Durante la firma del acuerdo, el country manager de la compañía, Julián Escuder, destacó el rol de la educación en el desarrollo social y económico. «El respaldo al programa busca contribuir a la formación de jóvenes de la provincia y ampliar sus oportunidades de desarrollo», indicó.
Inversión social con foco en educación y desarrollo
El aporte al programa de becas forma parte del plan de Responsabilidad Social que Pluspetrol prevé ejecutar en Neuquén durante 2026, el cual alcanza un total de US$4,2 millones.
Dentro de ese monto también se contempla una contribución de US$1 millón destinada al Instituto Vaca Muerta, institución orientada a la formación técnica vinculada a la industria energética.
El resto de los recursos estará destinado a distintos programas de inversión social enfocados principalmente en las localidades de Añelo y Rincón de los Sauces, zonas donde la compañía desarrolla parte de sus operaciones.
Alcance del programa de becas
El programa de Becas Gregorio Álvarez está dirigido a estudiantes desde el nivel inicial hasta la educación superior que acrediten necesidades económicas y se encuentren cursando estudios en universidades o institutos terciarios.
La iniciativa contempla apoyo financiero para cubrir matrícula, materiales de estudio, transporte y otros gastos asociados a la formación académica.
Según informó la compañía, la participación en este programa se inscribe dentro de su estrategia de responsabilidad social corporativa, orientada a acompañar políticas públicas provinciales y promover oportunidades educativas en las comunidades donde opera.
En un foro en Mendoza, representantes del sector nuclear anticiparon parte de los lineamientos que expondrán ante inversores en la Argentina Week.
El sector nuclear argentino tendrá una representación de peso en el Argentina Week, el mega evento organizado por el gobierno de Javier Milei que se desarrolla desde este lunes en Nueva York para mostrar las oportunidades de inversión en oil&gas, energía, minería y otros sectores.
La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN) alineó a las empresas del sector nuclear detrás de una agenda que busca promocionar principalmente oportunidades en minería de uranio, el ciclo del combustible nuclear, y en la supply chain para reactores modulares pequeños, según pudo saber EconoJournal.
Representantes de Nucleoeléctrica Argentina, INVAP, Dioxitek, Conuar, IMPSA, UrAmerica, Corporación América y Meitner Energy estarán presentes en el evento que organiza la Embajada Argentina en los EE.UU. en Nueva York entre el 9 y 12 de marzo, con el apoyo del JP Morgan, Bank of America, Kaszek, Citi, AmCham, AS/COA y US Argentina Business Council.
Parte de esa agenda fue adelantada el jueves por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, en un panel sobre el sector nuclear en el 7° Foro de Inversiones & Negocios Mendoza 2026.
“Hoy las empresas del sector nuclear argentino tienen una oportunidad única de consolidarse como un hub regional de innovación y de proyectar sus capacidades tecnológicas para brindar servicios al mundo”, señaló Ramos Napoli.
El encuentro reunió a referentes del sector para analizar el valor estratégico de la industria nuclear argentina, su capacidad tecnológica y su proyección internacional, así como su potencial para impulsar nuevas inversiones y fortalecer el desarrollo energético, científico e industrial del país.
Del panel participaron el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Juan Martín Campos, el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Martín Porro, y representantes de Conuar, IMPSA, INVAP y UrAmérica Argentina.
Argentina Week: la agenda programática para el sector nuclear
El gobierno puso en marcha el proceso de privatización parcial del paquete accionario de Nucleoeléctrica
La comitiva nuclear en la Argentina Week estará liderada por el secretario de Asuntos Nucleares, quien brindará el miércoles por la tarde una presentación sobre el sector y el rol de la secretaría ante inversores en el Bank of America. La presentación de Ramos Napoli será inmediatamente después de la intervención del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Por el lado de las actividades nucleares, que tendrán lugar en el Consulado de Argentina en Nueva York, incluirán el martes un panel con los CEOs de empresas del sector y el Secretario de Asuntos Nucleares frente a inversores, clientes y proveedores. De ese encuentro se espera que las empresas coordinen reuniones de negocio durante el miércoles.
Al Argentina Week asistirán el presidente de Nucleoeléctrica, el presidente de IMPSA, Jorge Salcedo, el presidente de Conuar, Rodolfo Kramer, el gerente general de INVAP, Dario Giussi, el presidente de Dioxitek, Bruno Oberlis, el CEO de UrAmérica, Omar Adra, y representantes de Corporación América y Meitner Energy. También viajará el presidente de la CNEA.
Nucleoeléctricaes la compañía estatal que opera las centrales nucleares en el país. El gobierno el año pasado puso en marcha el proceso de privatización parcial de la empresa, que podría avanzar en la segunda mitad de este año. La empresa también expondrá sus capacidades de ingeniería para brindar servicios para centrales nucleares.
IMPSA, la empresa metalúrgica adquirida el año pasado por el grupo estadounidense IAF, expondrá sus capacidades industriales para fabricar componentes y brindar servicios para centrales nucleares. La empresa meses atrás entregó una grúa pórtico para un proyecto en el complejo nuclear Atucha.
INVAP, la principal empresa de proyectos tecnológicos de la Argentina, hará foco en los proyectos de reactores multipropósito en los que esta trabajando en América Latina y el resto del mundo.
Minería de Uranio
Perforación en el proyecto de uranio y vanadio Ivana en Río Negro.
La minería de uranio es una actividad que el gobierno y el sector nuclear buscan reactivar en el país a partir de la inversión privada.
Corporación América, el holding empresarial de Eduardo Eurnekian, firmó un acuerdo con la canadiense Blue Sky Uranium para adqurir hasta el 80% del proyecto Ivana de uranio y vanadio en Río Negro. Fruto de ese acuerdo fundaron la empresa Ivana Minerals para desarrollar el proyecto, que actualmente avanza hacia las etapas de prefactibilidad y factibilidad.
UrAmerica Ltd. es una compañía privada de exploración minera enfocada en metales críticos, propietaria del proyecto de uranio Meseta Central en Chubut. La firma estadounidense Evolution Metals LLC en 2022 adquirió una participación en la empresa.
Combustibles nucleares
Dioxitek analiza producir hexafloruro de uranio en la Nueva Planta de Uranio a finalizar en Formosa.
En conexión con la minería de uranio, Dioxitek y Conuar expodrán sus capacidades para insertarse en la cadena internacional del combustible nuclear, que esta fuertemente orientada a las centrales de uranio enriquecido y agua liviana.
Dioxitek tiene la expectativa de desarrollar el negocio de producción y exportación de hexafloruro de uranio, un compuesto necesario para el enriquecimiento de uranio. Para explorar esa posibilidad firmó un acuerdo con la empresa estadounidense NANONuclear Energy.
En cuanto a Conuar, una compañía controlada por el grupo Perez Companc y que tiene a CNEA como accionista minoritaria, su expertise en la fabricación de elementos combustibles para las centrales nucleares de uranio natural y agua pesada en la Argentina lo posiciona como potencial exportador de combustibles de uranio enriquecido.
Reactores modulares pequeños
Conuar firmó un convenio con Terra Innovatum para diseñar y fabricar componentes para un microreactor nuclear.
Argentina se ha logrado posicionar como un referente en materia de desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR) gracias a la inversión estatal en el proyecto CAREM, que sirvió de escuela para la formación de talento que hoy se desempeña en empresas que estan diseñando este tipo de reactores. Este desarrollo también abre la posibilidad al país de insertarse como proveedor de componentes nucleares para reactores pequeños.
El caso más concreto es el de Meitner Energy, una empresa constituida por INVAP e inversores americanos para desarrollar el reactor modular ACR-300. Meitner Energy ya esta empleando en el país a decenas de personas en la ingeniería conceptual del reactor.
El desarrollo de reactores SMR en el mundo también abre oportunidades para IMPSA y Conuar. La empresa mendocina obtuvo un know-how importante en recipientes de presión para reactores SMR por su trabajo en el mecanizado y terminación del recipiente de presión del prototipo CAREM.
En cuanto a Conuar, firmó el año pasado un convenio con la firma europea Terra Innovatum por el cual diseñará y fabricará componentes críticos para el SOLO Micro-Modular Reactor. Conuar ya tiene experiencia fabricando componentes para centrales nucleares, como los tubos de generadores de vapor para centrales tipo CANDU.
YPF concentra el 55 por ciento del mercado de venta de combustibles.
La fuerte suba que experimentó la cotización del crudo luego del estallido de la Guerra en Medio Oriente le mete presión al precio de los combustibles en el mercado local. Sin embargo, a diferencia de lo ocurrido en otras ocasiones excepcionales, luego de la reforma de la Ley de Bases el Estado se quedó sin herramientas legales para justificar una intervención en el mercado.
Los cambios en la Ley de Hidrocarburos que limitan al gobierno
Antes de las reformas que introdujo la Ley de Bases en la Ley de Hidrocarburos 17.319, el artículo 6 decía que los precios de comercialización del petróleo en el mercado interno no podían ser inferiores a los precios de importación de condiciones similares, pero se aclaraba explícitamente que “cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de comercialización en el mercado interno, y, en ese caso, éstos podrán fijarse sobre la base de los reales costos de explotación de la empresa estatal, las amortizaciones que técnicamente correspondan, y un razonable interés sobre las inversiones actualizadas y depreciadas que dicha empresa estatal hubiere realizado”.
Ese párrafo buscaba darle al Estado la facultad para intervenir en situaciones excepcionales. Muchas veces se hizo valer ese artículo para forzar un acuerdo con los productores y lograr que vendieran el crudo por debajo de la paridad de exportación. También hubo ocasiones en las que se acordó que pudieran vender por encima del precio internacional para sostener inversiones en el upstream. Ese desacople respecto de la cotización internacional, tanto para abajo como para arriba, se conoció como barril criollo.
La nueva versión del artículo 6 establece, en cambio, que “los permisionarios y concesionarios tendrán el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, conforme la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional”. Y luego se agrega que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno para ninguna de las actividades indicadas en el párrafo anterior”
Ese cambio supuso un giro copernicano en la regulación porque a partir de entonces se estableció como objetivo principal maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos.
Cuando se debatió la Ley de Bases, algunas voces dentro del gobierno señalaron que debía incluirse una línea en el artículo 6 que relativizara este postulado en situaciones extremas, como puede ser una guerra, pero la sugerencia no prosperó.
Por lo tanto, si la fuerte suba del barril se mantiene durante las próximas semanas el impacto en el surtidor será inevitable porque lo que se cobra por el crudo es un precio equivalente al promedio de los últimos 15 días menos retenciones, que ahora son del 4% y a partir de esta suba de precios volverán a 8%.
Lo que también se buscó con la nueva redacción del artículo 6 fue evitar que el Estado utilice a YPF, donde controla la mayoría accionaria, como una herramienta de política antiinflacionaria, aprovechando que concentra el 55% del mercado de venta de combustibles. Ese papel que le hizo jugar informalmente el kirchnerismo a la petrolera nacional luego de la expropiación de las acciones de Repsol en 2012, y que se agudizó durante la gestión de Alberto Fernández y derivó en la crisis de desabastecimiento de combustibles, ahora está limitado. Los productores no integrados cuentan con un argumento regulatorio adicional para defender su posición en caso de que YPF u otra empresa refinadora quiera negociar un precio por debajo del export parity.
Lo que sí podría llegar a ocurrir es que YPF le pague la paridad de exportación a los productores no integrados, pero luego decida por motivos políticos no trasladar ese aumento al surtidor, aunque en ese caso la rentabilidad de su negocio se vería seriamente afectado.
Mayor libertad para exportar
La ley de Bases también introdujo cambios en lo que refiere a la exportación de hidrocarburos. Antes, el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, decía que “durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos”.
En otras palabras, el mercado interno se imponía por sobre la exportación. De hecho, las petroleras interesadas en exportar crudo debían iniciar un trámite en la Secretaría de Energía tres meses antes de concretar la operación. En ese acto informaban cuánto petróleo tenían previsto vender al exterior y a partir de ese momento se abría un plazo de 5 días hábiles para que cualquier refinador local que deseara ese crudo pudiera cruzar esa operación de exportación y reclamar el petróleo para su refinería.
El artículo 105 de la Ley Bases modificó el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos y estableció que los permisionarios y concesionarios tienen el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, aunque anticipó que “el efectivo ejercicio de este derecho estará sujeto a la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional”.
La reglamentación publicada en el decreto 1057/24 relativizó esa posibilidad al establecer una serie de causas por las cuáles se puede objetar total o parcialmente las exportaciones, aunque una vez que expire el plazo para las objeciones no puede afectarse las exportaciones en curso.
La empresa Shell Argentina firmó su adhesión como socia al Instituto Vaca Muerta (IVM), una iniciativa educativa de la industria energética que integran las principales empresas operadoras y de servicio para formar al talento que demandará el Upstream en los próximos años.
Durante la firma estuvieron presentes el presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister, el presidente y CEO de YPF Horacio Marín, y presidente del IVM, Lisandro Deleonardis.
“La incorporación de Shell al Instituto Vaca Muerta demuestra el compromiso que tenemos toda la industria de trabajar para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y para elevar los estándares técnicos y de seguridad”, afirmó el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.
La nueva institución brindará la formación técnica gratuita clave para el desarrollo de Vaca Muerta y para los proyectos de la industria que posicionarán al país como un exportador de energía en los principales mercados del mundo. Su inauguración está prevista para el próximo 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén.
“La educación y la formación de talentos son pilares fundamentales para el desarrollo de Vaca Muerta que impulsamos desde Shell. Nos enorgullece formar parte de este Instituto que nació y crecerá a partir de la colaboración estratégica entre todos los que formamos parte de la industria”, sostuvo su presidente, Germán Burmeister.
En la actualidad, las empresas operadoras que ya son socias del IVM son YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron y Pluspetrol; y las de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, Oilfield & Production Services, Industrias Juan F. Secco, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Marbar, Wenlen, Milicic, TSB, Huinoil PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV, y SIAM.
Los egresados recibirán certificados por los cursos realizados acreditando competencias técnicas y horas prácticas reconocidas por la industria y avalados por el Consejo Provincial de Educación de la provincia del Neuquén.
En el Polo Tecnológico de Neuquén, la formación se realizará con simuladores, laboratorios y talleres equipados con tecnología de vanguardia. La otra sede del IVM está ubicada en el Rio Neuquén y cuenta con un pozo escuela donde los estudiantes podrán realizar las prácticas y maniobras críticas para formarse como operadores del Upstream, se describió.
Minerven, la minera estatal venezolana, cerró un acuerdo multimillonario (aproximadamente $165 millones) con el gobierno de Estados Unidos por suministro de oro. El activo sería suministrado a la singapurense Trafigura quien será la encargada de transportarlo a las refinerías estadounidenses. El rango estimado es entre 650 y 1000 kilos de barras de oro Dore.
El acuerdo podría alivianar la suba del dólar al poder ofrecer un backup al petrodólar dada su reciente volatilidad a causa del conflicto en Medio Oriente.
Doug Burgum, secretario del interior americano, realizó una visita de 2 días a Caracas, donde se reunió con Delcy Rodríguez, presidenta interina venezolana, con el fin de negociar y gestionar el acuerdo.
La mandataria venezolana anunció reformas para el sector minero luego de reunirse con Burgum, lo que podría garantizar el ingreso de las divisas americanas que el país bolivariano tanto necesita.
El pasado primero de febrero, Estados Unidos reabrió su embajada en Caracas, restableciendo así las relaciones diplomáticas entre ambos países.
Acerca de la muy fuerte suba que registra la cotización del crudo y del gas en el mercado internacional por el conflicto bélico en Medio Oriente, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló en X que “entiendo la incertidumbre que genera la volatilidad del precio del petróleo, por eso creo importante reafirmar nuestra posición: YPF no va generar cimbronazos en los precios de los combustibles, somos prudentes y estamos honrando nuestro compromiso con los consumidores”.
Tal como lo describió la semana pasada en declaraciones periodísticas, Marín reiteró que en YPF “trabajamos con una estrategia de micropricing para ir analizando los precios día a día, semana a semana y mediante el sistema de moving average podremos atenuar picos de aumento y bajas dando mayor previsibilidad a los consumidores, teniendo un precio más estable”.
“La volatilidad y la incertidumbre no genera valor real sino especulación de corto plazo y nosotros buscamos ser confiables en el tiempo”, agregó Marín.
A modo de referencia, cabe señalar que en algunas estaciones de servicio de la marca YPF en el ámbito de CABA los precios de los combustibles el domingo 8 se ubicaban en: $ 1.688 para el litro de Nafta Súper; $ 1.892 para la Infinia Nafta; en $ 1.744 para el Diesel500 (común); y en $ 1.934 para el Infinia Diesel. Con subas que suelen registrarse luego de cada medianoche, indicaron expendedores consultados.
YPF es la petrolera integrada de mayor participación en el mercado local. Sus precios en todo el país suelen ser mas bajos que el de otras importantes marcas operadoras. Varias de ellas han venido ajustando a la suba sus precios en los últimos días.
Como consecuencia de lo que está ocurriendo tras los bombardeos de Estados Unidos e Israel contra Irán, y la propagación del conflicto en la región, el precio del petróleo Brent trepó en la semana hasta rondar el lunes 9 de marzo los 104 dólares el barril, con estimaciones de nuevas fuertes subas en lo inmediato.
Javier Milei viaja a Nueva York para encarar su misión más ambiciosa desde que llegó al poder: convencer a banqueros y grandes compañías de que Argentina está lista para recibir inversiones en escala.
El viaje coincide con la Argentina Week, organizada por JP Morgan y Bank of America, y busca enviar un mensaje político clave: continuidad, estabilidad y un rumbo económico que trascienda al Gobierno.
Una “carpeta de ofertas” con tres ejes
El Presidente llega con una agenda diseñada para captar capital en sectores estratégicos.
Según la información confirmada, el Gobierno presentará tres grandes bloques:
1) Financiamiento internacional
• Argentina necesita créditos externos para refinanciar deuda.
• El Riesgo País sigue arriba de los 500 puntos, un piso que el Gobierno no logra perforar.
El gobernador Ignacio Torres viajó a Nueva York con un objetivo claro: posicionar a Chubut en la agenda global de inversiones. Invitado por Presidencia para participar de la Argentina Week, el mandatario mantuvo reuniones con bancos, fondos y corporaciones tecnológicas.
La gira incluyó un encuentro clave con Amazon, que evalúa instalar un data center en la Patagonia.
Una mesa de alto nivel en JP Morgan
Torres fue el único gobernador presente en la reunión organizada por JP Morgan, donde participaron 30 CEOs globales y el ministro de Economía, Luis Caputo.
El encuentro abordó temas de financiamiento, infraestructura y oportunidades en sectores estratégicos como energía, pesca y economía del conocimiento.
La presencia de ejecutivos de primer nivel confirma que las provincias empiezan a jugar un rol más activo en la búsqueda de capital internacional.
Amazon mira a la Patagonia para un data center
Uno de los momentos más relevantes de la gira fue el desayuno de trabajo con directivos de Amazon.
La compañía analiza instalar un data center en la región, un proyecto que podría transformar la matriz productiva de Chubut.
La provincia compite con Neuquén, pero tiene ventajas concretas:
• Energía renovable a bajo costo.
• Clima frío que reduce gastos de refrigeración.
• Subzona franca de Trelew como incentivo fiscal.
• Conectividad internacional en expansión.
El interés de Amazon no es menor: un data center de escala global genera empleo calificado, infraestructura digital y nuevas cadenas de valor.
Una Ley de Data Centers para atraer capital
Torres anunció que enviará a la Legislatura un proyecto para crear un marco normativo específico para data centers.
La iniciativa busca:
• Dar previsibilidad regulatoria.
• Atraer inversiones tecnológicas.
• Convertir a Chubut en un hub digital del Cono Sur.
Es una señal clara para los inversores: la provincia quiere competir en sectores de alto valor agregado.
Una comitiva empresarial que marca el rumbo
El gobernador viajó acompañado por referentes de peso:
• Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy.
• Directivos de Pecom.
• Representantes de la industria pesquera.
La presencia de líderes del sector energético y exportador muestra que la estrategia provincial apunta a integrar industrias tradicionales con nuevas economías.
Lectura estratégica: provincias que se globalizan
La gira de Torres refleja un cambio profundo.
Las provincias ya no esperan que la inversión llegue: salen a buscarla.
Chubut combina recursos naturales, energía competitiva y una posición geográfica estratégica.
Si logra atraer a Amazon y consolidar un marco regulatorio moderno, puede convertirse en un polo digital y energético con impacto nacional.
La oportunidad está sobre la mesa. El desafío será convertir interés en inversión y anuncios en proyectos concretos.
El sector petrolero mendocino atraviesa una transformación profunda. El Plan Andes, la estrategia de YPF para reordenar su portafolio de áreas convencionales, avanza con fuerza y abre un nuevo capítulo para la provincia.
La compañía decidió concentrar inversiones en activos de mayor productividad y poner en venta seis áreas maduras, un movimiento que reconfigura el tablero energético regional.
YPF ajusta su estrategia: menos extensión, más intensidad
El Plan Andes no es una retirada. Es una reasignación de capital.
YPF busca enfocarse en proyectos con mejor retorno y dejar espacio para que operadores especializados tomen el control de campos convencionales con declino natural.
Las áreas en venta se agrupan en dos clústeres:
Clúster Chachahuen
• Chachahuén Sur
• Puesto Hernández
• Cerro Morado Este
• Chihuidos Sierra Negra
Clúster Malargüe
• Cerro Fortunoso
• Valle del Río Grande
El proceso está siendo gestionado por el Banco Santander, lo que garantiza competencia y transparencia.
Una transición que refleja un cambio de época
La industria petrolera argentina vive un punto de inflexión.
La expansión de Vaca Muerta elevó los estándares de productividad y modificó la lógica de inversión. Los pozos no convencionales producen más, más rápido y con mayor eficiencia. Eso obliga a las cuencas tradicionales —como la mendocina— a replantear su estrategia.
Mendoza tiene historia, infraestructura y talento. Pero necesita atraer nuevos jugadores que puedan maximizar el potencial de sus yacimientos maduros.
La provincia busca reposicionarse
El gobierno mendocino sigue de cerca el proceso. La venta de áreas puede:
• Atraer empresas medianas con foco en recuperación secundaria y terciaria.
• Sostener empleo y actividad en zonas petroleras históricas.
• Impulsar inversiones en tecnología para mejorar factores de recobro.
• Diversificar la matriz energética provincial.
La clave será cómo se articule la transición para evitar caídas abruptas en producción y actividad.
YPF mantiene activos estratégicos
La compañía conservará los proyectos con mayor potencial y su complejo industrial de Luján de Cuyo, pieza central del downstream regional.
La decisión confirma que Mendoza sigue siendo parte del mapa estratégico de la empresa, aunque con un perfil distinto.
Lectura estratégica: una oportunidad para nuevos jugadores
El Plan Andes abre un espacio que el mercado venía esperando.
Las áreas maduras pueden ser altamente rentables para operadores con estructuras más livianas y foco técnico.
Para Mendoza, la transición puede convertirse en una oportunidad de reconversión productiva, con más inversión, más competencia y más tecnología.
La industria cambia. Y la provincia se mueve para no quedar atrás.
El petróleo Brent volvió a romper un umbral psicológico. Superó los USD 90 por barril y encendió alertas en todo el mundo. La escalada bélica en Medio Oriente impulsó un salto de más del 5% en una sola rueda, con un impacto directo sobre logística, energía y precios globales.
Para Argentina, el movimiento tiene un doble efecto: más dólares por exportaciones, pero también mayor presión sobre los combustibles.
Un shock externo que mueve la macro
El conflicto en el estrecho de Ormuz —por donde pasa casi el 20% del petróleo mundial— volvió a tensionar la oferta global. El mercado reaccionó rápido. El barril tocó los USD 91,5 y consolidó una tendencia alcista que ya se siente en toda la cadena energética.
Para la economía argentina, el impacto es inmediato. Por cada USD 10 de aumento en el Brent, el país suma USD 1.300 millones adicionales por exportaciones. Son dólares de alta calidad, que fortalecen la balanza comercial y mejoran la hoja de balance macro.
Pero el shock también tiene costo interno
El salto del crudo encarece la importación de energía. Solo en GNL, Argentina deberá pagar USD 500 millones extra si los precios se mantienen en estos niveles durante el invierno. Ese diferencial presiona sobre tarifas, costos logísticos y competitividad industrial.
Además, el mercado local de combustibles ya anticipa ajustes. Horacio Marín, presidente de YPF, fue claro: si el Brent se sostiene por encima de USD 80, el traslado a precios es inevitable. Con el barril arriba de USD 90, el aumento es cuestión de tiempo.
El impacto en surtidores será gradual
El Gobierno y las petroleras coinciden en un punto: evitar un shock inflacionario. Por eso, los ajustes serán escalonados. La estrategia busca amortiguar el impacto sobre transporte, alimentos y logística, tres sectores sensibles en la dinámica de precios.
Una oportunidad que depende de la infraestructura
El contexto global favorece a Vaca Muerta. Pero la capacidad de capturar ese beneficio depende de la infraestructura. El país todavía necesita completar obras clave para ampliar la evacuación de gas y petróleo. Sin esos proyectos, parte del potencial exportador queda limitado.
Lectura estratégica: energía como variable macro
El salto del Brent confirma que la energía volvió a ser un factor central en la economía global. Para Argentina, el movimiento abre una ventana de oportunidad. Más exportaciones, más divisas y un sector con capacidad de traccionar crecimiento.
Pero también exige equilibrio. El desafío será administrar el impacto interno sin frenar la competitividad. En un mundo donde la geopolítica define precios, la estabilidad energética se convierte en un activo estratégico.
San Juan volvió a marcar el rumbo. La provincia tomó una decisión estratégica que trasciende su frontera y se proyecta al país y al mundo: consolidar un modelo minero moderno, competitivo y ambientalmente controlado. No es un giro improvisado.
Es una política de Estado que combina estabilidad, licencia social y proyectos de escala global en un momento en que los minerales críticos definen la economía del siglo XXI.
Un modelo que se sostiene en el tiempo
San Juan entendió antes que otras provincias que la minería no es una actividad más. Es empleo, infraestructura, exportaciones y desarrollo en zonas donde otras industrias no llegan.
La clave fue construir un modelo basado en:
• Decisión política sostenida
• Reglas claras
• Debate social sin extremos
• Controles ambientales crecientes
Ese equilibrio permitió que la provincia se convierta en un caso testigo de minería moderna en Argentina.
Presencia fuerte en la feria minera más importante del mundo
La provincia tuvo un rol destacado en la PDAC, la feria minera de Canadá, donde se presentan los proyectos más relevantes del planeta.
San Juan llevó al exterior iniciativas como:
• Vicuña
• Los Azules
Ambos posicionan a la provincia como uno de los polos mineros más importantes del país, especialmente en cobre, un mineral clave para la transición energética global.
El agua como eje del debate: ciencia, control y transparencia
La nota de Huarpe lo plantea con claridad:
Ese enfoque implica:
• Monitoreo ambiental independiente
• Acceso público a la información
• Tecnología de punta para control hídrico
• Sanciones reales cuando algo se hace mal
San Juan busca demostrar que minería y protección del agua pueden convivir bajo estándares modernos.
Minerales críticos: una ventana global que no espera
El mundo demanda:
• Cobre para electrificación
• Litio para baterías
• Oro como reserva de valor
La transición energética aceleró la competencia global por estos recursos. San Juan decidió no mirar desde afuera: quiere ser protagonista.
Integración productiva: proveedores, infraestructura y desarrollo local
La minería no funciona aislada. Necesita una estrategia integral:
• Proveedores locales fuertes
• Capacitación técnica
• Infraestructura compartida
• Regalías que se traduzcan en obras, educación y salud
• Agregado de valor cuando sea posible
La provincia busca que el desarrollo minero tenga un impacto real en la vida cotidiana.
Lectura estratégica: un modelo que puede escalar
San Juan ofrece algo que el mundo valora:
• Estabilidad
• Consenso social
• Proyectos de clase mundial
• Gobernanza ambiental moderna
En un contexto global donde los minerales críticos definen cadenas de valor, la provincia se posiciona como un actor central.
La oportunidad está abierta. Y San Juan decidió aprovecharla con una estrategia que combina visión, ciencia y desarrollo.
“Nosotros tenemos como objetivo hacer de Argentina el país más libre del mundo, pero no todos los instrumentos de política son aceptables”.
