La operadora Phoenix Global Resources (PGR) dio un paso decisivo en su estrategia de crecimiento en Vaca Muerta con la incorporación de un nuevo equipo de perforación de última generación. Se trata del segundo equipo propio que suma la compañía, diseñado específicamente para operar en las ventanas de petróleo de la cuenca neuquina.
Con esta inversión tecnológica, la firma controlada por el grupo Mercuria busca acelerar los tiempos de perforación en sus bloques estrella, Mata Mora Norte y Confluencia Norte, con el objetivo ambicioso de duplicar su capacidad de producción de crudo hacia finales de 2026.
La llegada de esta unidad —un equipo de alta potencia con capacidad de desplazamiento (walking rig)— permite a Phoenix optimizar la logística en el set de perforación y reducir los costos operativos por pozo. Esta apuesta por equipos propios, en lugar de la contratación de servicios externos tradicionales, refleja una visión de largo plazo y una búsqueda de eficiencia industrial que ya caracteriza a las operadoras más dinámicas de la región.
El desplazamiento de la actividad hacia el área de Confluencia, en el límite con Río Negro, confirma además la expansión de la frontera productiva de Vaca Muerta, consolidando nuevos polos de extracción que traccionan regalías y empleo para ambas provincias.
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El caso de Phoenix es emblemático de la “segunda ola” de desarrollo en Vaca Muerta: operadoras independientes que, lejos de ser acompañantes, lideran la frontera tecnológica. En nuestra visión, la decisión de invertir en flota propia es una señal de máxima confianza en el recurso y en el marco de incentivos actual.
Que una operadora mediana se equipe para duplicar su producción en menos de dos años demuestra que el shale argentino ha alcanzado una madurez donde la escala y la tecnología propia son las llaves para la rentabilidad exportadora.
La plena vigencia de la modernización laboral, consolidada tras la reglamentación de la Ley Bases, se ha transformado en el pilar invisible pero fundamental para el desembarco de las grandes inversiones bajo el régimen RIGI. Para el sector energético y minero, el nuevo marco legal no representa solo una reforma administrativa, sino un cambio estructural en la previsibilidad de los costos operativos.
La implementación del Fondo de Cese Laboral —que permite sustituir el sistema tradicional de indemnizaciones por un esquema de aportes fijos— elimina la incertidumbre de la litigiosidad que históricamente afectó la planificación de proyectos de largo plazo en cuencas petroleras y yacimientos remotos.
Este nuevo escenario jurídico también ofrece herramientas críticas para la cadena de valor de las PyMEs energéticas. La figura del trabajador independiente con colaboradores y los incentivos para el blanqueo laboral permiten que los proveedores locales regularicen sus plantillas y cumplan con los estrictos estándares de compliance exigidos por las operadoras internacionales.
Al reducir los riesgos de “solidaridad laboral” conflictiva y abrir la puerta a negociaciones de productividad por empresa, la reforma pavimenta el camino para que Argentina recupere competitividad frente a otros destinos de inversión global, asegurando que el capital intensivo encuentre un ecosistema de trabajo eficiente y moderno.
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En nuestra visión, la seguridad jurídica no termina en la estabilidad impositiva; comienza en la relación laboral. Las empresas del sector energético necesitan reglas que premien la productividad y eliminen los “costos sorpresa” que frenan el desarrollo. Esta modernización es la respuesta a un reclamo histórico de la industria que hoy, finalmente, se alinea con los estándares internacionales.
Sin este ordenamiento, los anuncios de inversión de u$s 30.000 millones serían solo promesas; con estas reglas, son planes de negocios sólidos y ejecutables que benefician tanto al inversor como a la creación de empleo genuino.
Vista Energy, la operadora liderada por Miguel Galuccio, presentó sus resultados anuales de 2025 consolidándose como el motor de crecimiento más dinámico de Vaca Muerta. La compañía reportó una producción de 94.500 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) durante el cuarto trimestre de 2025, lo que representa un salto interanual del 66%.
Este crecimiento fue impulsado por una inversión récord de u$s 1.341 millones ejecutada durante el año pasado, destinada principalmente a la aceleración de sus bloques en el shale neuquino. En términos de promedio anual, la producción cerró en 81.100 boe/d, marcando un incremento sólido del 58% respecto al ejercicio 2024.
Más allá del volumen, el dato que destaca la eficiencia industrial de Vista es la drástica reducción de sus costos operativos. La compañía logró bajar su lifting cost a u$s 3,5 por boe, una mejora del 18% anual que la posiciona en niveles de competitividad internacional.
Este desempeño financiero se tradujo en un EBITDA ajustado de u$s 1.144 millones y una utilidad neta de u$s 540,6 millones. Con la mirada puesta en 2026, la operadora ya proyecta alcanzar el hito de los 100.000 barriles diarios, apalancada en una infraestructura logística optimizada y una estrategia enfocada en la exportación de crudo de alta calidad.
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Los números de Vista son la prueba empírica de que Vaca Muerta ya no es una promesa, sino una realidad de clase mundial. En nuestra visión, lo más relevante no es solo el aumento del 66% en producción, sino la capacidad de la empresa para bajar costos en un contexto macroeconómico desafiante. Vista ha logrado “importar” la eficiencia operativa de las mejores cuencas de Estados Unidos a la Argentina.
Este modelo de gestión, basado en la agilidad y el despliegue tecnológico, es el espejo donde debe mirarse la industria para convertir al país en un exportador neto de energía a escala global.
El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, anticipó que la actividad de perforación en Vaca Muerta experimentará un crecimiento gradual con un salto disruptivo a partir de la segunda mitad de 2026. Según el líder industrial, este cronograma está estrechamente vinculado a la puesta en marcha de las grandes obras de evacuación, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las ampliaciones del sistema de gasoductos troncales.
Rocca subrayó que, una vez que la infraestructura logística deje de ser un “techo” para la producción, el sector privado desplegará su potencial de inversión para abastecer no solo el mercado regional, sino también los proyectos globales de GNL.
Desde Tecpetrol, la operadora del grupo, la estrategia se centra en mantener el liderazgo en gas —con Fortín de Piedra como estandarte— mientras se preparan para una mayor participación en el crudo bajo el paraguas del RIGI. Rocca destacó que este marco normativo es el catalizador necesario para dar previsibilidad a inversiones de capital intensivo.
Para el empresario, la ventana de oportunidad es clara: consolidar a la Argentina como un proveedor energético confiable para Occidente, transformando el recurso en un motor de exportación genuino.
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La hoja de ruta de Rocca es un mensaje para toda la cadena de valor. La infraestructura es la llave: sin ductos no hay perforación masiva. El 2S de 2026 se perfila como el inicio de la era exportadora total.
El presidente de YPF, Horacio Marín, reafirmó que el megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) en Punta Colorada, Río Negro, se ejecutará bajo los más estrictos estándares de gobernanza global. Marín subrayó que las licitaciones para las obras de ingeniería y construcción (EPC) serán abiertas y competitivas, convocando a los principales consorcios internacionales del sector.
El objetivo de la petrolera de bandera es asegurar que el proyecto —estimado en u$s 30.000 millones— cuente con proveedores tecnológicos de primer nivel, garantizando eficiencia en costos y plazos para posicionar a la Argentina como el quinto exportador mundial de GNL.
El ejecutivo destacó que el RIGI es el “paraguas” fundamental que otorga la previsibilidad necesaria para atraer financiamiento externo y tecnología de punta. Al abrir el juego a la competencia internacional, YPF busca optimizar la inversión y generar un ecosistema de transparencia que despeje dudas frente a los socios estratégicos y bancos internacionales (Project Finance).
Esta estrategia de “licitaciones limpias” es vista como un paso crucial para consolidar la alianza con Petronas y sumar nuevos actores globales al mayor proyecto de infraestructura energética de la historia argentina.
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El mensaje de Marín es claro: la Argentina del GNL juega con las reglas del mundo desarrollado. La transparencia no es solo ética, sino una ventaja competitiva. Al eliminar la discrecionalidad, YPF le quita “ruido” al riesgo país y pone alfombra roja a los capitales que buscan seguridad jurídica.
Es el camino para que Vaca Muerta se convierta en una pieza fundamental de la seguridad energética global.
El Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca ha ratificado su posición como el nodo logístico de aguas profundas más importante de la Argentina para el sector energético. Mediante un ambicioso plan de modernización de muelles y el mantenimiento de calado en el canal principal, el puerto refuerza su capacidad para recibir insumos críticos destinados a Vaca Muerta y los parques eólicos de la región.
Esta consolidación se ve potenciada por las inversiones de empresas líderes en el complejo portuario, como Oiltanking Ebytem y TGS, que continúan expandiendo sus terminales para procesar y exportar el excedente de crudo y líquidos de gas natural que fluye desde la Cuenca Neuquina.
La relevancia estratégica de Bahía Blanca reside en su conectividad multimodal, que combina el acceso ferroviario directo con una infraestructura portuaria capaz de operar grandes buques de carga general y petroleros de escala internacional. Este fortalecimiento de la cadena de suministros es vital para reducir los costos logísticos integrales del sector, permitiendo que la industria energética argentina mantenga su competitividad frente a otros hubs regionales.
En un año marcado por el salto exportador, la eficiencia operativa del puerto bahiense se convierte en el eslabón fundamental que garantiza la salida fluida de la producción nacional hacia los mercados globales.
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En nuestra visión, la eficiencia energética no termina en la boca del pozo; se define en el puerto de salida. Bahía Blanca ha sabido reconvertirse y hoy es mucho más que un puerto granelero: es un ecosistema industrial de clase mundial.
Que el puerto siga invirtiendo en dragado y tecnología es la garantía que necesitan las operadoras para confiar en que su producción llegará a tiempo al mercado mundial. Sin una logística portuaria de este calibre, el desarrollo de Vaca Muerta tendría un techo físico insalvable.
El despliegue masivo de capital que atrae el RIGI ha puesto a la cadena de valor argentina ante un ultimátum: tecnificarse y ganar escala o ser desplazada por proveedores globales. En recientes debates sectoriales, quedó claro que la “segunda ola” de Vaca Muerta exige una industria de servicios que hable el mismo idioma de eficiencia que las operadoras.
Ya no basta con la cercanía geográfica; las PyMEs energéticas deben espejar la reducción de costos que compañías como Vista o Tecpetrol han logrado en el pozo. El reto actual no es solo participar, sino integrar consorcios de empresas locales capaces de licitar contratos de alta complejidad que, hasta hoy, quedaban reservados para los gigantes del oilfield services internacional.
La clave de esta transformación radica en la asociatividad y el acceso a financiamiento para bienes de capital. El sector privado coincide en que la seguridad de suministro se garantiza con proveedores locales robustos que reduzcan la exposición a las trabas importadoras. Sin embargo, para que una PyME sea competitiva bajo el nuevo esquema, debe adoptar estándares de compliance y productividad que le permitan absorber la demanda proyectada para 2026.
El fortalecimiento de esta red no es una cuestión de proteccionismo, sino de soberanía operativa: una cadena de valor competitiva es lo que transforma una inversión extractiva en un ecosistema de desarrollo industrial sostenible.
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En nuestra visión, el RIGI es un examen para la industria nacional. La oportunidad es inmensa, pero la ventana es corta. No hay espacio para el modelo de servicios de baja escala y alto costo. La PyME que entienda que su competencia no es la vecina, sino el estándar de eficiencia del Permian, es la que liderará el mercado de servicios en los próximos años.
El futuro del sector no solo se escribe en los directorios de las grandes operadoras, sino en los talleres que hoy deciden invertir en tecnología para competir en las ligas mayores.
El mercado minorista de combustibles inició 2026 con señales de enfriamiento que impactan con especial énfasis en las zonas de frontera. En Misiones, las ventas registraron una caída del 6,1% en el arranque del año, una cifra que, si bien se alinea con la tendencia de contracción nacional, cobra relevancia por marcar el fin del ciclo de “precios de oportunidad” para los conductores extranjeros.
La convergencia de los valores locales con los precios internacionales ha eliminado el arbitraje que históricamente beneficiaba a las estaciones de servicio de la zona, dejando el nivel de despacho sujeto exclusivamente a la capacidad de compra de la demanda interna.
A nivel federal, la retracción del consumo promedia el 5%, pero el dato cualitativo más preocupante es la marcada migración de los consumidores hacia productos de menor octanaje. Mientras el despacho de combustibles Premium experimenta caídas de dos dígitos en todo el país, la nafta Súper muestra una leve resistencia, confirmando un cambio en los hábitos de consumo dictado por la erosión del poder adquisitivo.
Para los expendedores, este escenario de “volumen a la baja y márgenes ajustados” plantea un desafío de rentabilidad operativa, especialmente en el interior, donde los costos logísticos siguen presionando sobre el precio final en surtidor.
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En nuestra visión, la caída del 6,1% en Misiones es el síntoma de una normalización de precios que, aunque necesaria para el equilibrio macroeconómico, expone la fragilidad del mercado interno. El fin del “subsidio indirecto” a los países vecinos obliga a las estaciones de servicio a replantear su modelo de negocio, enfocándose ahora en un cliente local mucho más selectivo y con un presupuesto acotado.
Lo que vemos en el surtidor es el espejo de la economía real: un proceso de reacomodamiento donde el volumen cede ante la búsqueda de precios sostenibles para el sistema energético nacional.
Future Energy Summit (FES) Argentina reunirá a los máximos ejecutivos de las compañías que hoy lideran la transformación del mercado eléctrico local, en un contexto de profunda reconfiguración regulatoria y para el desarrollo de nuevos proyectos.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; Martín Brandi, CEO de PCR; Rubén Turienzo, directorde Comercialización Eléctrica de Pampa Energía; Nahuel Vinzia, CEO de Coral Energía; y Nicolas Berson, director de Assets Renovables de TotalEnergies, participarán del panel “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”.
Durante el mismo se pondrá el foco en cómo los grandes jugadores están rediseñando sus estrategias de inversión, contratación y expansión, dado que se trata de empresas que concentran una porción sustancial de la capacidad renovable instalada y del pipeline en desarrollo, hoy marcado por el ritmo del Mercado a Término (MAT), el almacenamiento en baterías y las nuevas estructuras de financiamiento.
Asimismo, se analizará cómo la migración hacia contratos bilaterales, el nuevo rol del MAT como eje del abastecimiento y el avance de los sistemas BESS están redefiniendo la toma de decisiones de inversión en Argentina.
El panel reunirá a compañías que encabezan el ranking de capacidad operativa y pipeline. Por caso, Genneia alcanza alrededor 1,4 GW de capacidad renovable instalada y prevé cerrar el año 2026 con 1,7 GW, de los cuales cerca de 800 MW se ubicarán en Cuyo tras la puesta en marcha del parque solar Anchoris.
La compañía también reveló detalles del proyecto Mendoza Sur – Diamante por más de 360 MW, previsto para 2029 y que prevé ser el futuro mayor parque solar de Argentina.
YPF Luz, por su parte, cuenta con 756 MW renovables operativos y apunta alcanzar 1 GW en el corto plazo, de modo que desarrolla 200 MW solares adicionales junto a 90 MW BESS; además de haber logrado el primer adherido al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con el proyecto El Quemado (305 MW – hoy en día el proyecto fotovoltaico en construcción más grande del país).
Mientras que PCR, con 545 MW verdes instalados, impulsa proyectos eólicos y solares estratégicos y obtuvo aprobación RIGI para su parque eólico en Olavarría (180 MW), el cual también contempla,la una serie de obras de repotenciación de las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.
Pampa Energía posee 427 MW eólicos en marcha y el año pasado, también durante FES, anunció que tiene más de 200 MW listos para avanzar, por lo que mantiene cartera activa a la espera de condiciones contractuales competitivas.
Coral Energía no se queda atrás Y consolida su expansión con 400 MW solares contratados y construcción, 100 MW BESS adjudicados y financiamiento por USD 60 millones para nuevos parques, con el objetivo puesto en alcanzar 1 GW contractualizado al 2030.
A su vez, TotalEnergies, con presencia global y desarrollo de activos renovables en Argentina, prepara nuevos proyectos para el mercado a término y participa en iniciativas eólicas de gran escala, incluido el parque más austral del mundo en Tierra del Fuego junto a socios tecnológicos internacionales.
Toda esta información y más se detalla en el informe especial “Argentina redefine su mercado energético: empresas, proyectos y oportunidades bajo el Gobierno de Milei”, un documento elaborado por Energía Estratégica que releva las principales compañías que lideran el desarrollo renovable en el país, analiza un pipeline que supera los 10 GW entre proyectos operativos, adjudicados y en distintas etapas de evaluación, y expone cómo se redistribuye el protagonismo empresarial en el nuevo esquema orientado a contratos bilaterales.
El reporte también identifica a los grupos económicos con mayor capacidad de expansión y el desembarco de nuevos jugadores internacionales que evalúan inversiones en generación y almacenamiento bajo el rediseño del Mercado Eléctrico Mayorista. (Descargar aquí).
El contexto de mercado nacional
El mercado energético argentino atraviesa una transformación estructural tras la actualización del Mercado Eléctrico Mayorista mediante la Resolución SE N° 400/2025, que impulsa la transición hacia contratos bilaterales privados como mecanismo principal de abastecimiento. Este giro reduce el rol histórico del Estado como offtaker y traslada al mercado las decisiones de compra y venta de energía, consolidando al MAT como vehículo central para nuevos desarrollos.
Actualmente, Argentina alcanza 7843 MW de potencia renovable instalada en el MEM —sin contabilizar grandes hidroeléctricas— con fuerte presencia eólica y solar, mientras el almacenamiento comienza a ganar protagonismo. El MATER ya registra 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 pedidos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial, lo que evidencia dinamismo privado en un entorno de mayor competencia.
El almacenamiento energético también se consolidó como mercado emergente tras la licitación AlmaGBA, que adjudicó 713 MW de capacidad BESS, estableció referencias de precios para contratos a 15 años y se convirtió en el puntapié inicial para un futura convocatoria de storage a nivel nacional, denominada AlmaSADI, que subastaría entre 600 y 700 MW.
Como consecuencia, FES Argentina se consolida así como el espacio donde las empresas más relevantes del sector y funcionarios de primer nivel debaten tendencias, riesgos y oportunidades en un mercado que redefine su arquitectura institucional.
Además de las sesiones técnicas, el evento se distingue por sus espacios de networking, donde cientos de representantes corporativos avanzan en negociaciones y alianzas que impulsan la transición energética en el país y la región.
¡No se pierda la oportunidad y sea parte de FES Argentina 2026!
México acelerará la instalación de 1.3 GW en baterías como eje estructural para sostener la confiabilidad del sistema eléctrico frente a un crecimiento esperado de 25 GW en la demanda máxima integrada al 2039.
La expansión, prevista entre 2027 y 2030, forma parte de la nueva planeación energética vinculante impulsada por el Estado.
El incremento proyectado representa ≈43% de crecimiento de la demanda máxima integrada al 2039 en el escenario de planeación, impulsado por empresa mediana, centros de datos y electromovilidad.
Bajo esa premisa, la expansión contempla 574 MW en la primera etapa, donde aproximadamente 30% corresponde a sistemas de almacenamiento integrados a centrales renovables, consolidando el concepto de capacidad limpia firme y 741 MW de baterías con fecha estimada de entrada en operación 2027-2030 .
El plan de expansión incorpora además 2216 MW de baterías asociadas a renovables intermitentes, en paralelo con 4673 MW solares y 2470 MW eólicos, reforzando el equilibrio entre intermitencia y potencia firme .
En paralelo al despliegue de capacidad, el Gobierno lanzó una nueva regulación específica para almacenamiento, que exige Manifestación de Impacto Social obligatoria (MISSE) y criterios técnicos diferenciados según los MWh instalados.
La estrategia se enmarca en la reforma energética de 2025 que “institucionaliza la planeación energética vinculante, con el Estado como rector del sector”, por lo que el rediseño introduce nuevos criterios operativos.
“Se incorporan la confiabilidad y seguridad del SEN como criterios centrales. Además se establece la prevalencia del Estado con ≥54% de la energía inyectada”, subrayaron desde el gobierno en referencia al balance público-privado.
Cabe recordar que, en la primera convocatoria de atención prioritaria fueron autorizados 2565.106 MW solares, 910.5 MW eólicos y 1258.16 MW en baterías; sumado a que el sector aguarda el lanzamiento de la segunda edición de la convocatoria para privados (estaba prevista para enero).
A ello se debe añadir que el Gobierno habilitó un esquema mixto para desarrollar hasta 7500 MW renovables con participación privada mediante contratos de largo plazo, complementando los 5970 MW de capacidad ofertada a proyectos privados de generación eléctrica.
La eólica terrestre siguió siendo la tecnología principal de la expansión de la potencia eólica instalada en 2025, marcando un récord con más de 17 GW instalados. Las instalaciones terrestres estuvieron bastante repartidas por Europa, siendo España uno de los cinco principales mercados con 1600 MW instalados: Alemania (5,7 GW), Turquía (2,1 GW), Suecia (1,8 GW), España (1,6 GW) y Francia (1,4 GW).
Los números españoles significan un crecimiento de un 33% frente a los 1200 MW instalados en 2024. Esta nueva potencia instalada en 2025 supone la implantación de más de 275 aerogeneradores, con una potencia media de 5,7 MW, superior a los 5,2 MW de 2024.
El sector eólico europeo invirtió 45000 millones de euros en 2025 para hacer a Europa más competitiva y segura.
Avanzando hacia el horizonte 2030
Europa se dispone a instalar 151 GW de nueva energía eólica en el periodo 2026-2030. De ellos, 112 GW corresponderán a la UE. Más de un tercio de esta expansión en la UE procederá del mercado alemán en eólica terrestre.
La mayoría de los demás países de la UE afrontan serios retos para crecer en energía eólica, tales como insuficiente expansión de las redes eléctricas y esperas para la conexión, demoras en el desarrollo de la electrificación en la industria, retrasos en la tramitación de permisos en la mayoría de Estados miembros por lo que la Comisión Europea ha iniciado procedimientos de infracción contra 26 de los 27 estados miembros de la UE por no aplicar estas medidas.
En España, para alcanzar los objetivos eólicos, es imprescindible acelerar la tramitación de nueva potencia, facilitar e incentivar la repotenciación de los parques más maduros respetando la libertad de decisión por parte del propietario, mantener la capacidad industrial existente en el país, impulsar el mercado “piloto” de la eólica marina, y solucionar la judicialización masiva de proyectos en determinados territorios, como Galicia.
2 GW nuevos en la eólica marina europea y el impulso de un mercado “piloto” en España
La eólica marina europea instaló 2 GW en 2025, la cifra más baja desde 2016. El sector eólico europeo espera un efecto de recuperación en 2026. Solo tres países conectaron nuevos aerogeneradores marinos en 2025: Reino Unido, Alemania y Francia.
En España, la reciente publicación de la consulta pública previa para la orden por la que se aprueben las bases del primer procedimiento de concurrencia competitiva de las instalaciones eólicas marinas, es un paso necesario y largamente esperado por el sector eólico. Esta primera consulta aporta una señal al mercado sobre la voluntad de avanzar en esta tecnología que será estratégica para nuestra economía durante la próxima década.
La eólica marina en Europa tiene grandes ambiciones de crecimiento, pero su despliegue hasta 2030 enfrenta varios obstáculos estructurales, como los retrasos en subastas, los largos tiempos de desarrollo de redes eléctricas, los desafíos de permisos y la necesidad de una mejor coordinación de infraestructuras portuarias, flotas especializadas y planes de electrificación.
Aunque el cumplimiento de los objetivos de 2030 es improbable, se espera principalmente un retraso de 1–2 años en muchos proyectos, más que una caída en el número total de instalaciones.
Puntualmente se prevé que Europa instale 34 GW adicionales de eólica marina hasta 2030, alcanzando una capacidad total de 73 GW. En la UE se espera añadir 19 GW de esta nueva capacidad, llegando a unos 40 GW de capacidad eólica marina instalada en la UE para 2030
El mercado español de almacenamiento entra en una fase de mayor madurez. Tras varios años de descensos de precios acelerados impulsados por la sobreoferta de litio y economías de escala, 2026 marcaría un punto de estabilización estructural, en paralelo con una consolidación financiera del segmento comercial e industrial.
“Las baterías han bajado de precio espectacularmente, estamos en unos valores que hace 5 años eran impensables”, afirmó Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.
Sin embargo, el ejecutivo aclaró que el recorrido bajista estaría llegando a su límite: “los precios tenderán a aplanarse, se estancarán, no creo que bajen en el corto plazo».
Según explicó, el costo total del sistema ya no depende únicamente del litio. El peso creciente de la electrónica de potencia, los sistemas de protección y el balance of system reduce el margen para nuevas caídas. El directivo sostuvo que no solo importa la materia prima, sino también la seguridad integrada y la infraestructura tecnológica que acompaña al almacenamiento, componentes que tienen un costo difícil de comprimir adicionalmente.
En paralelo, advirtió: “Ha llegado un momento en el que la demanda está subiendo y las empresas que han dejado de invertir en minería porque había mucha sobreoferta de litio, se tienen que poner ahora a trabajar para volver a equilibrar la oferta y la demanda”.
En este nuevo escenario de mayor estabilidad en costos, la rentabilidad del segmento C&I adquiere mayor protagonismo. Wattkraft mantiene desde sus inicios un enfoque estratégico en autoconsumo industrial, una decisión que hoy muestra resultados concretos en términos de retorno y previsibilidad.
El almacenamiento detrás del medidor cumple múltiples funciones. No se limita al arbitraje energético, sino que mejora la estructura eléctrica de la industria.
“Es rentable, al final es un producto que, aparte del ahorro de energía que te da por poder trasladar la generación de los momentos valle de precio a momentos más pico, ya tienes un ahorro en sí mismo”, sostuvo.
A ello se suma el peak shaving como herramienta clave en procesos de electrificación. Heras explicó que las industrias enfrentan límites de potencia en la acometida y que la batería permite ampliar el consumo sin necesidad de reforzar conexión a red.
La resiliencia energética también se convirtió en un factor determinante tras el blackout ocurrido en España el pasado 28 de abril del 2025. El almacenamiento permite asegurar continuidad operativa y proteger cargas críticas, o incluso la totalidad de la planta, según el dimensionamiento del sistema.
“Todo eso hace que las baterías en entornos C&I tengan una rentabilidad mayor que la que puede ser una batería utility scale en la que al final está sometido al mercado, lo que el mercado pueda retribuirte”, afirmó el referente de la compañía.
Cabe recordar que, según relevamientos sectoriales recientes, la instalación de baterías asociadas al autoconsumo creció un 119% en el último año, reflejando que los sistemas de almacenamiento dejaron de ser un complemento accesorio para convertirse en un componente central de las estrategias energéticas industriales.
Desde el plano tecnológico, Wattkraft trabaja como partner monomarca de Huawei, priorizando estándares de seguridad y eficiencia. Las soluciones basadas en litio hierro fosfato incorporan sistemas industriales de protección y control térmico.
“Es una batería industrializada, diseñada para tener unos sistemas de antincendio, de control de la batería a nivel térmico, de que no la llevemos a un estrés térmico”, indicó Heras, subrayando la importancia de evitar degradaciones aceleradas que comprometan la vida útil del activo.
«Damos unas garantías extendidas de degradación y sobre todo operan las baterías con una eficiencia, unos consumos de servicios auxiliares muy reducidos para no introducir un coste adicional”, agregó.
A nivel regulatorio, 2026 contará con impulso coyuntural a través de fondos FEDER, aunque el verdadero cambio estructural podría consolidarse hacia 2027-2028 mediante pagos por capacidad y mecanismos de regulación de demanda activa. En ese contexto, Heras afirmó que se prevé «un buen año».
YPF Luz inauguró el Parque Eólico CASA, un desarrollo de autogeneración de energía renovable ubicado en Olavarría, en la planta de Cementos Avellaneda, que cuenta 63 MW de potencia instalada y demandó una inversión de 80 millones de dólares.
Está compuesto por 9 aerogeneradores Nordex Delta 4000, con una potencia individual de 7 MW y una altura total cercana a los 200 metros.
Del total de la capacidad instalada, 4 aerogeneradores (28 MW) están destinados al autoabastecimiento de la planta de Cementos Avellaneda, mientras que los 5 restantes (35 MW) aportan energía renovable a clientes industriales de YPF Luz a través del Mercado a Término.
El acto de inauguración contó con la presencia de Laura Delgado, subsecretaria de minería de la Provincia de Buenos Aires, Maximiliano Wesner, intendente de Olavarría, MartínMandarano, CEO de YPF Luz, y JoséLuis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.
“La inauguración del Parque Eólico CASA refleja nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz energética del país. Este desarrollo, que se realizó en estrecha colaboración con Cementos Avellaneda, demuestra cómo YPF Luz puede adaptar las necesidades concretas de nuestros clientes con soluciones de abastecimiento eficientes”, expresó MartínMandarano, CEO de YPF Luz.
“La puesta en marcha de este proyecto nos llena de orgullo. Significa para nosotros un paso más en la realización de nuestro propósito: Impulsar el progreso responsable de la sociedad, desarrollando soluciones constructivas innovadoras, con cercanía y sostenibilidad», José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.
. Este desarrollo refuerza el compromiso de continuar reduciendo nuestra huella ambiental, en línea con nuestra hoja de ruta definida para alcanzar las metas de descarbonización al 2030”, agregó.
Con esta inauguración, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3.5 GW, de los cuales 819 MW corresponden a energía renovable. Durante 2026, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Solar El Quemado en Mendoza y un proyecto de almacenamiento de baterías en Gran Buenos Aires.
TERA Batteries valora muy positivamente su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, como un espacio de referencia para analizar los retos y oportunidades que están redefiniendo el sector energético en Europa.
El encuentro permitió compartir visión con desarrolladores, inversores y actores industriales en un momento en el que la transición energética exige soluciones cada vez más maduras, eficientes y financieramente viables.
Uno de los mensajes clave del evento fue que la combinación de generación renovable y almacenamiento energético ya no es una tendencia futura, sino una necesidad presente.
El almacenamiento se consolida como el elemento que aporta gestionabilidad, estabilidad y competitividad al sistema eléctrico, especialmente en entornos industriales con alta exposición a la volatilidad del mercado.
Pero no basta con producir energía y almacenarla, sino que se deben diseñar sistemas inteligentes y eficientes, pero por encima de todo, financieramente viables que aporten eficiencia real a las empresas.
Una prueba de ello es que la ayudas FEDER apenas cubre en torno al 10% de la demanda de solicitudes de almacenamiento, lo que demuestra que el mercado va por delante de los mecanismos de apoyo público.
En este contexto, TERA desarrolla proyectos integrales, adaptados a las necesidades técnicas y económicas de cada cliente. A través de soluciones BESS para aplicaciones C&I y utility diseñadas para maximizar el autoconsumo, reducir picos de demanda, habilitar estrategias de arbitraje energético y ofrecer energía de respaldo.
«Nuestra propuesta aúna tecnología propia, sistemas avanzados de gestión (BMS y EMS), monitorización inteligente y soporte técnico durante todo el proceso de implementación y posventa», aseguraron desde la compañía.
Además, su condición de Servicio Técnico Oficial de CATL en Europa refuerza la propuesta de valor, aportando respaldo tecnológico, estándares internacionales de calidad y un profundo conocimiento en aplicaciones avanzadas de almacenamiento.
La transición energética requiere visión estratégica, colaboración y ejecución industrial. La participación en Future Energy SummitIberia reafirma el compromiso de TERA con un modelo energético más eficiente, digital y sostenible, en el que el almacenamiento desempeña un papel central como activo técnico y económico.
YPF presentó los resultados del segundo año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 (de reestructuración productiva con foco en el No Convencional) con un EBITDA ajustado (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) de 5.000 millones de dólares, el más alto de los últimos 10 años.
El foco puesto en Vaca Muerta, la búsqueda de eficiencias y el manejo activo del portafolio permitieron a YPF alcanzar resultados operativos y financieros récord en un contexto de caída de precios internacionales, remarcó la Compañía.
Las inversiones alcanzaron los 4.477 millones de dólares en 2025, de los cuales el 72 % se destinó a la producción de petróleo y gas en áreas con recursos No Convencionales, principalmente en la formación geológica Vaca Muerta.
La producción shale promedió los 165.000 barriles diarios, con un crecimiento del 35% interanual. En diciembre, la producción alcanzó los 204 mil barriles día, un 43 % superior a la producción del mismo mes de 2024, superando el objetivo previsto por la conducción de la compañía.
En un comunicado la empresa de mayoría accionaria estatal describió que “en la actualidad, el shale oil representa el 70 % del total de la producción de petróleo de la compañía y permite compensar los efectos de la salida de YPF de los campos maduros”.
“En ese sentido, la estrategia que combina el aumento de la producción shale y la salida de los campos maduros permitió reducir en 44 % el costo unitario de extracción en el cuarto trimestre de 2025 comparado con el mismo período del año anterior”, se destacó.
Asimismo se detalló que “las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 1.128 millones de barriles equivalentes en 2025, con un crecimiento del 32 % interanual”.”Hoy representan el 88 % del total de reservas de la compañía.
La tasa de reemplazo de reservas es de 3,2x, lo que implica que las reservas crezcan más del triple de lo que se extrajo en el año.
En el segmento del Downstream, en 2025 las ventas de combustibles YPF crecieron 3 % respecto al año anterior, y las refinerías alcanzaron niveles récord de procesamiento en el último trimestre mejorando sustancialmente sus márgenes, se indicó.
“La compañía avanzó en la transformación tecnológica que permitió mejorar la eficiencia de sus operaciones. En el último año YPF inauguró siete Real Time Intelligent Centers (RTICs) en sus operaciones que permiten optimizar la toma de decisiones”, se destacó.
YPF profundizó su estrategia de manejo de su portfolio con la venta de activos no estratégicos -como la subsidiaria Profertil- y el yacimiento convencional Manantiales Behr -por una suma total de más de 1.000 millones de dólares.
Asimismo, en enero de 2026, se firmó un acuerdo de intercambio de activos con Pluspetrol para adquirir el 50 % adicional de tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG: Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, además de sumar participación en los yacimientos Bandurria Sur y Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.
En relación con el proyecto Argentina LNG (de producción de gas natural licuado con objetivo principal de exportación) , en febrero de 2026, YPF, ENI y XRG firmaron el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante, para iniciar el desarrollo de un proyecto integrado de GNL de una capacidad de 12 MTPA.
En tanto, en noviembre 2025 YPF se adhirió al plan de facilidades de pago establecido por ARCA para saldar deudas relacionadas con la actualización de quebrantos del impuesto a las ganancias, con impacto en el resultado neto contable de 2025, pero sin generar prácticamente impacto en el flujo de caja del año.
En el plano financiero, YPF obtuvo financiamiento por 3.700 millones de dólares mostrando su capacidad para financiar su plan de inversiones en Vaca Muerta, se destacó.
Josemaría es uno de los proyectos de cobre que genera mayores expectativas.
En el gobierno están convencidos de que Argentina se encuentra en vías de reinsertarse en el mercado global del cobre. EconoJournal accedió a un informe reciente elaborado por la Secretaría de Minería donde se detalla que el país ya cuenta con nueve proyectos avanzados en las regiones Cuyo y Noroeste por un CAPEX (gastos de capital) superior a los US$ 28.000 millones. El supuesto con el que trabaja el equipo económico, y que expondrá el lunes en la PDAC, es que un escenario de precios sostenidos con una demanda internacional creciente, y una serie de incentivos locales, posibilitará alcanzar una producción de al menos un millón de toneladas anuales de cobre durante las próximas dos décadas.
Argentina no produce cobre a gran escala desde 2018, cuando cerró la mina Bajo de la Alumbrera en Catamarca. Desde entonces ha habido varias promesas de impulsar nuevos proyectos para reactivar la producción, pero ninguna se concretó. La construcción de una mina de cobre en la alta montaña demanda varios miles de millones de dólares y hasta ahora las grandes multinacionales del sector no terminaron de dar ese paso por una combinación de factores, entre los cuales sobresalen la incertidumbre política y la falta de reglas de juego claras. De hecho, ninguna de las compañías que impulsan los nueve grandes proyectos de cobre tomó una Decisión Final de Inversión (FID, según la sigla en inglés)
El gobierno de Milei ha venido haciendo todo lo posible para revertir esta situación. A mediados de 2024 aprobó el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y ahora está a punto de concretar la reforma de la Ley de Glaciares, en línea con lo que reclamaban las empresas.
Los beneficios locales se combinan con un crecimiento sostenido de la demanda de cobre a nivel global. Este mineral ya no sólo se utiliza en la construcción, la industria, el transporte y el sistema eléctrico sino también para el desarrollo de las energías renovables, la electromovilidad y la inteligencia artificial. A su vez, el precio de la libra de cobre pasó de US$ 2,5 a 4,3 entre 2015 y 2025. Según Standard & Poors, se espera que siga en aumento, con un precio promedio de US$ 4,8 por libra durante el periodo 2025-2035, bajo una proyección conservadora, que no contempla metas de cero emisiones para 2050
En este nuevo escenario, pareciera que la puesta en construcción de una mina de cobre en Argentina está cada vez más cerca y ya hay algunas cifras concretas que avalan el optimismo oficial. El presupuesto exploratorio de cobre en Argentina ascendió en 2024 a US$ 200 millones, lo que representó casi el doble del presupuesto de 2023 y el 6,3% del presupuesto global. De hecho, en 2024 Argentina se ubicó en el sexto lugar en el ranking de economías que destinan mayor presupuesto exploratorio al cobre, detrás de Chile, Estados Unidos, Canadá, Australia y Perú.
Los nueve proyectos de cobre que están avanzados
De los nueve proyectos en etapas avanzadas, más de la mitad se localizan en la región de cuyo, principalmente en la provincia de San Juan (y uno en Mendoza), mientras que el resto está en la región noroeste (NOA), puntualmente en Salta y Catamarca.
El listado incluye a Altar (Aldebaran y Sibanye Stillwater /San Juan), El Pachón (Glencore/San Juan), Filo del Sol (Lundin y BHP, San Juan), Josemaría (Lundin y BHP, San Juan), Los Azules (McEwen, Stellantis y otros/ San Juan), Mara (Glencore/Catamarca), PSJ Cobre Mendocino (Zonda Metals GmBH y Grupo Alberdi/ Mendoza), Taca Taca (First Quantum Minerals/Salta) y el reinicio de la planta Alumbrera (Glencore/Catamarca).
Todos los proyectos tienen previsto producir concentrado de cobre, con la excepción de Los Azules y Filo del Sol, que estiman producir cátodos de cobre.
La producción de cobre proyectada para la próxima década
El informe de la Secretaría de Minería sostiene que los proyectos mencionados tienen un potencial para llegar a producir 1,1 millón de toneladas en 2032 y escalar a 1,5 millones en 2035, su punto más alto. La proyección se basa en información publicada por las empresas controlantes de los proyectos de cobre en etapas avanzadas, tanto en informes de factibilidad como otros estudios técnicos.
Dado el ciclo de vida útil de estos proyectos, se estima que durante la década de 2030 y la siguiente, la producción de cobre promedio alcanzaría alrededor de 1,1 millón de toneladas y en 2050 casi 580 mil toneladas. “Durante 30 años, el piso de la producción de cobre en Argentina podría bordear las 1,0 M de TM, sin considerar las ampliaciones no incluidas en los proyectos actuales (por ejemplo, las dos ampliaciones que podrían llegar a realizarse en el Pachón, por no encontrarse confirmadas), ni el ingreso de nuevos proyectos de cobre en operación”, destaca el informe oficial titulado “Mercado del cobre. Panorama internacional y perspectivas productivas para Argentina”, coordinado por Gabriel Ríos, economista de la Secretaría de Energía.
Otro dato clave es que al menos cinco de estos nueve proyectos podrían aportar entre 3 y 7,5 millones de toneladas de cobre cada uno a lo largo de toda su vida útil. A modo de referencia, se podría llegar a contar con cinco proyectos que superen el aporte en toneladas de cobre que realizó Bajo de La Alumbrera durante toda su vida útil.
La secretaría de Minería remarca que estos nueve proyectos podrían llegar a representar casi el 2% de la producción global de cobre en 2030, cerca del 4% en 2032, y el 6,1% en 2035, su pico más alto. Es decir, la participación del país en la producción global de cobre podría triplicarse en sólo cinco años, superando, incluso, la producción estimada de cobre para ese mismo año, de países como EE.UU., Indonesia y Zambia.
Un dato relevante que se advierte en el informe está relacionado con los desafíos que supondrá este desarrollo minero en materia de infraestructura de rutas y caminos, transporte ferroviario, y aseguramiento del suministro energético (líneas de alta tensión y gasoductos). Por poner solo un ejemplo referenciado en el trabajo, la cantidad total de mineral extraído y roca estéril promedio removida para producir una tonelada de cobre refinado es de 510 toneladas de material, de las cuales, unas 255 toneladas corresponden a mineral de cobre, que es el volumen aproximado efectivamente trasladado a las concentradoras.
La totalidad del cobre se va a exportar
La gran minería del cobre es una actividad intensiva en capital y orientada en general al comercio exterior. Por tanto, se espera que prácticamente la totalidad de la producción de cobre del país se destine a la exportación. La proyección oficial indica que para 2030 las ventas al exterior de este mineral podrían alcanzar los US$ 5.269 millones, quedando aún tres proyectos por iniciar operación.
En 2032, asumiendo el ingreso en operación de los proyectos Mara y Altar, las exportaciones de cobre podrían duplicarse llegando a los US$ 11.406 millones, para alcanzar su punto más alto en 2035, con exportaciones por US$ 17.757 millones, con la totalidad de los proyectos en operación, con la excepción del proyecto de reinicio de Alumbrera cuya vida útil concluiría en 2031.
Desde ya, es un supuesto optimista que los nueve grandes proyectos, que hoy tienen distintos grados de avance, entren en operación, pero aún si solo se concretan alguno de esos nueve ya constituiría un avance significativo.
El informe detalla también que las inversiones en CAPEX que implica este volumen de exportaciones se aceleraría a partir de 2027, con un promedio para el periodo 2027-2030 de US$ 4.546 millones. Durante este periodo, las inversiones de capital estarían lideradas por Josemaría (US$ 4.061 millones), Mara (US$ 4.000 millones), Taca-Taca (US$ 3.583 millones) y Los Azules (US$ 3.168). A partir de 2031, los gastos en CAPEX se sostendrían por la inversión en El Pachón, en torno a un promedio de US$ 3.153 millones durante los siguientes tres años. Si bien el informe es oficial, los datos de inversión citados provienen de las empresas controlantes de los distintos proyectos.
Reservas probables y probadas que suma Argentina
El informe de la Secretaría de Minería detalla que los recursos de cobre ascienden a 115,7 millones de toneladas en el país, mientras que las reservas probables y probadas suman unos 17,1 millones de toneladas, las que representan aproximadamente un 1,8% de las reservas globales de cobre en 2024.
A nivel regional, las reservas de cobre de Argentina representan el 9,2% de las reservas de cobre de Chile y el 17,5% de las de Perú, dos países líderes en la producción global del cobre. De todas maneras, el informe destaca que siguen existiendo zonas del territorio nacional aún sin explorar, que podrían modificar estas estimaciones en el mediano plazo.
La empresa YPF Luz oficializó la puesta en marcha del Parque Eólico CASA,un desarrollo de autogeneración de energía renovable emplazado en el predio de la firma Cementos Avellaneda, en la localidad de Olavarría. El proyecto requirió una inversión total de US$80 millones y es el primer desarrollo in situ que lleva adelante la generadora eléctrica.
La central cuenta con una potencia instalada de 63 Mw y su infraestructura se despliega sobre una superficie de 450 hectáreas. De acuerdo con las especificaciones técnicas, la planta alcanza un factor de capacidad del 47,2%, lo cual permite una generación anual estimada en 260.000 MWh, volumen equivalente al consumo de más de 72.000 hogares.
El parque eólico está integrado por nueve aerogeneradores de tecnología Nordex Delta 4000. Cada unidad posee una potencia individual de 7 MW y alcanza una altura total cercana a los 200 metros, por lo que son consideradas las de mayor potencia instalada en el país. El sistema se completa con 27 palas, cada una de ellas con una longitud de 79,7 metros, superando en potencia a otros desarrollos previos de la operadora.
“Esta inauguración refleja nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz energética del país. Este desarrollo, que se realizó en estrecha colaboración con Cementos Avellaneda, demuestra cómo YPF Luz puede adaptar las necesidades concretas de nuestros clientes con soluciones de abastecimiento eficientes”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda, por su parte, señaló que “La puesta en marcha de este proyecto refuerza el compromiso de continuar reduciendo nuestra huella ambiental, en línea con nuestra hoja de ruta definida para alcanzar las metas de descarbonización al 2030”.
Cómo se distribuye la carga del Parque Eólico Casa
Martín Mandarano en la inauguración de Parque Eólico Casa
En cuanto a la distribución de la carga, cuatro de los aerogeneradores (28 Mw) se destinan exclusivamente al autoabastecimiento de la planta de Cementos Avellaneda. Los cinco restantes (35 Mw) inyectan su producción al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con el objetivo de abastecer a diversos clientes industriales de la cartera de YPF Luz.
Durante la fase constructiva, el proyecto impulsó la actividad económica regional mediante la generación de empleo para 150 personas en el pico de obra. Asimismo, el desarrollo involucró la contratación de 50 empresas locales vinculadas a rubros como metalurgia, logística, hotelería y servicios de alimentación, fortaleciendo la cadena de valor en la provincia.
Para Cementos Avellaneda, esta iniciativa forma parte de una hoja de ruta orientada a la descarbonización y a la reducción de su huella ambiental hacia el año 2030. La utilización de fuentes limpias en su proceso productivo permite a la cementera optimizar el uso de recursos y avanzar en el cumplimiento de sus metas de sostenibilidad corporativa.
Con la incorporación de este activo, YPF Luz consolida una capacidad instalada total de 3,5 GW, de los cuales 819 MW provienen de fuentes renovables. La compañía mantiene actualmente una participación estratégica en el mercado eléctrico nacional, donde cubre aproximadamente el 10 % de la demanda total del país a través de tecnología térmica y sustentable.
Los planes de expansión de la operadora para el transcurso de 2026 prevén alcanzar los 3,8 GW de potencia total. Para lograr este objetivo, la firma avanza en la construcción del Parque Solar El Quemado en la provincia de Mendoza y en la implementación de un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías en el Gran Buenos Aires.
El Departamento de Justicia de los Estados Unidos realizó ante la Corte del Distrito Sur de Nueva York de la jueza Loretta Preska una presentación de interés espontánea, en respaldo de la República Argentina frente al pedido de sanciones promovido por el demandante fondo Burford Capital, en el marco del juicio por la expropiación de acciones de la petrolera nacional YPF.
Se trata de la tercera presentación que realiza el Gobierno de Estados Unidos en torno al juicio que enfrenta la Argentina en los tribunales de Nueva York, por la nacionalización del 51% de las acciones de YPF, en 2012, por lo que enfrenta un fallo adverso en aquellos tribunales que le ordena pagar unos US$ 16.000 millones.
En el documento de 29 páginas se afirma que “El litigio en tribunales de los Estados Unidos contra Estados extranjeros puede tener importantes implicancias en materia de política exterior para los Estados Unidos y afectar el trato recíproco que reciba el gobierno estadounidense ante los tribunales de otras naciones”.
La presentación también destacó “los esfuerzos realizados por el país para cumplir con los requerimientos de discovery dirigidos a obtener comunicaciones de altos funcionarios argentinos vinculadas a entidades estatales, requerimientos que, en sí mismos, resultan incompatibles con las consideraciones de cortesía y reciprocidad que surgen en litigios contra Estados soberanos”.
Y de manera contundente el documento concluye “La moción de los demandantes para que se dicten sanciones de preclusión, inferencias adversas y sanciones pecuniarias por desacato contra la Argentina no se ajusta a los principios de cortesía internacional y reciprocidad ni a la FSIA y debe ser rechazada”.
El respaldo de EEUU a la posición argentina
Desde el inicio de la gestión del presidente Javier Milei, el Departamento de Justicia de los Estados Unidos viene respaldando de manera sistemática la posición de la República Argentina en esta causa. La primera de las presentaciones se produjo bajo la administración del expreidente Joe Biden a favor de la Argentina y las últimas dos en la administración Trump, las tres dentro de la gestión de Javier Milei.
El Departamento de Justicia se había presentado primera vez ante la Justicia de Estados Unidos como amicus curae cuando los fondos demandantes intentaron obligar a la Argentina a entregar el 51% de las acciones de YPF, conocido como el turnover. La segunda fue en julio pasado cuando rechazó esa misma posibilidad ante la Cámara de Apelaciones y la de este jueves es la tercera.
Tras conocerse el contenido del documento, desde la Procuración del Tesoro remarcaron que “este respaldo pone de relieve la solidez técnica y jurídica de las presentaciones efectuadas por el Estado argentino, sustentadas en principios reconocidos del derecho internacional y en el respeto a las normas que rigen las relaciones entre Estados y la inmunidad soberana.”
En este sentido, agregaron “Durante más de dos años, la Argentina cumplió de buena fe con el proceso de discovery, priorizando el respeto a las órdenes judiciales. En ese período se realizaron entregas periódicas que superaron las 115.000 páginas. Y agregaron: “A pesar del amplio acceso a información, los demandantes no lograron encontrar evidencia que respaldara sus acusaciones.”
El estado del proceso
En los últimos días la Argentina solicitó la suspensión del discovery ante la jueza Preska y, tras la negativa del tribunal, se encuentra en proceso de apelar esa decisión ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito.
En esa misma instancia, las partes ya presentaron sus argumentos dentro de los tiempos estipulados por el tribunal y la Argentina confía “en la razonabilidad del tribunal para rechazar un planteo desproporcionado e improcedente.”
Desde la Procuración del Tesoro expresaron que “el apoyo recibido a nivel internacional y la reacción natural de los mercados sobre la expectativa de la resolución del litigio confirman los fundamentos de la estrategia trazada por la defensa argentina.”
Así, el proceso atraviesa una instancia clave, y se espera una decisión sobre la apelación de fondo, mientras permanecen pendientes otras dos apelaciones vinculadas a la entrega de las acciones de YPF y al proceso de discovery.
El estudio Martínez de Hoz & Rueda (MHR) anunció una expansión de su estructura institucional con la incorporación de dos equipos estratégicos con el objetivo de consolidar su posicionamiento como una de las principales entidades legales full-service del país.
Por un lado, se sumaron los socios Ignacio Meggiolaro y Victoria Bengochea junto a todo el equipo de MBP Partners, aportando una trayectoria en áreas de Corporate, M&A, Banking & Finance y Fintech. En paralelo, se integró el grupo de derecho minero encabezado por Ignacio Celorrio y Federico Palavecino, una incorporación que busca ratificar el liderazgo de MHR en los sectores de energía y recursos naturales.
El estudio explicó que esta ampliación de estructuras responde a una visión de crecimiento en sectores que presentan las mayores perspectivas de inversión en el actual contexto económico. Al robustecer su práctica transversal, MHR incrementa su capacidad para brindar asesoramiento legal integral en proyectos de gran escala, desde operaciones complejas de financiamiento hasta asistencia regulatoria para diversas industrias.
Ignacio Celorrio y Victoria Bengochea, encabezan los nuevos equipos que se unen al estudio Martínez de Hoz & Rueda.
Según explicaron desde la firma, «esta integración no solo potencia los equipos transaccionales ya existentes, sino que establece a la organización como la plataforma de servicios legales más importante del país en materia de minería y energía«.
MHR: el objetivo detrás de la nueva integración
El impacto de estas incorporaciones se refleja en la infraestructura y el capital humano de la firma, que ahora alcanza un total de 17 socios y un equipo de profesionales considerablemente ampliado.
Para dar soporte a este crecimiento, MHR duplicó su espacio de oficinas en la Torre Fortabat, ubicada en la Ciudad de Buenos Aires, manteniendo además su presencia operativa en Neuquén y Montevideo. José Martínez de Hoz, Managing Partner de la firma, destacó que «este fortalecimiento busca acompañar las mejoras macroeconómicas de la Argentina y el surgimiento de nuevas oportunidades de negocios en la región».
Por su parte, los nuevos integrantes subrayaron la afinidad de valores y la complementariedad estratégica que motivó la unión. Bengochea resaltó que “la misión con esta integración es aportar experiencia en asesoramiento corporativo, financiero y regulatorio a empresas locales y extranjeras, y contribuir al crecimiento de MHR, acompañando las oportunidades y los nuevos desafíos del contexto de negocios en el país”.
En la misma línea, Celorrio aseguró: “Estamos convencidos de que esta integración marca un paso decisivo para posicionar a MHR también como líder en derecho minero, y que ambos equipos juntos tenemos ahora una potencia única para acompañar el crecimiento de la industria y las inversiones en el sector”.
YPF Luz inauguró el Parque Eólico CASA, un desarrollo de autogeneración de energía renovable que marca un nuevo hito para la compañía. Ubicado en Olavarría, en la planta de Cementos Avellaneda, cuenta con 63 MW de potencia instalada y demandó una inversión de 80 millones de dólares.
Está compuesto por 9 aerogeneradores Nordex Delta 4000, con una potencia individual de 7 MW y una altura total cercana a los 200 metros. Del total de la capacidad instalada, 4 aerogeneradores (28 MW) están destinados al autoabastecimiento de la planta de Cementos Avellaneda, mientras que los 5 restantes (35 MW) aportan energía renovable a clientes industriales de YPF Luz a través del Mercado a Término.
El acto de inauguración contó con la presencia de Laura Delgado, subsecretaria de minería de la Provincia de Buenos Aires, Maximiliano Wesner, intendente de Olavarría, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz y José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.
“La inauguración del Parque Eólico CASA refleja nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz energética del país. Este desarrollo, que se realizó en estrecha colaboración con Cementos Avellaneda, demuestra cómo YPF Luz puede adaptar las necesidades concretas de nuestros clientes con soluciones de abastecimiento eficientes”, expresó Martín Mandarano.
José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda expresó que “La puesta en marcha de este proyecto nos llena de orgullo. Significa para nosotros un paso más en la realización de nuestro propósito: Impulsar el progreso responsable de la sociedad, desarrollando soluciones constructivas innovadoras, con cercanía y sostenibilidad”.
“Este desarrollo refuerza el compromiso de continuar reduciendo nuestra huella ambiental, en línea con nuestra hoja de ruta definida para alcanzar las metas de descarbonización al 2030”, agregó Maestri.
Con esta inauguración, YPF Luz alcanza una capacidad instalada total de 3.5 GW, de los cuales 819 MW corresponden a energía renovable. Durante 2026, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Solar El Quemado, en Mendoza, y un proyecto de almacenamiento de baterías en Gran Buenos Aires, se describió.
Parque Eólico CASA
Genera 63 MW de potencia de fuente renovable.
Energía equivalente a más 72.000 hogares argentinos.
Generación de empleo local directo en pico de obra: 150 personas contratadas, impulsando así la economía local, y contratación de 50 empresas locales: metalúrgica, traslados, hotelería, corralón, alimentos.
Características de cada aerogenerador
Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una. Tecnología Nordex Delta 4000.
Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar a la altura de tres Obeliscos.
Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando a la potencia de los aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, de la misma compañía. YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) opera desde 2013. Su objetivo es generar energía rentable, eficiente y sostenible, optimizando los recursos naturales para producir energía térmica y renovable. La compañía alcanzará durante 2026 los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
Cementos Avellaneda S.A. es una empresa constituida en Argentina en el año 1919, dedicada a la fabricación y comercialización de materiales para la construcción (cementos, cales, hormigones, pegamentos, morteros, pastinas y áridos).
La compañía ofrece productos de alta calidad, y alcanzó estándares de excelencia como resultado de la importante inversión en el desarrollo tecnológico que mejoran los procesos productivos al utilizar más eficientemente la energía, sustituir gradualmente los combustibles no renovables por alternativos y remediar sus canteras, realizando procesos de retrollenado y remediación de paisajes.
El presidente y CEO de Tenaris, Paolo Rocca, informó que la empresa buscará ampliar su operación en Venezuela para servir a Chevron y otras potenciales petroleras interesadas en operar en el país tras la remoción de Nicolás Maduro del poder.
Rocca también explicó que evalúan presentar un reclamo por antidumping tras perder la licitación por la provisión de caños para el proyecto de GNL de Southern Energy.
El líder de Tenaris y del Grupo Techint informó estas novedades en una call con inversores realizada este miércoles para tratar los resultados del cuarto trimestre de 2025.
«En Venezuela, tras la intervención del gobierno de Estados Unidos, estamos reanudando nuestro servicio a la operación de Chevron y fortaleciendo nuestra capacidad de servicio en el país para apoyar un aumento en la actividad de perforación«, dijo Rocca.
La historia reciente de Tenaris en el país esta marcada por la expropiación de la siderúgica Sidor y de otros activos durante la presidencia de Hugo Chávez. Sin embargo, el clima para las inversiones en Venezuela comenzó a mutar tras la sanción de una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, exigida por la administración de Donald Trump en los EE.UU.
«Hay indicios de que la situación va a mejorar con la ley de hidrocarburos y la reciente concesión de licencias. Creo que hay indicios claros de que se reanudará la actividad. Hoy, Tenaris se encuentra en una posición privilegiada. Estamos prestando servicios integrales a Chevron, la única gran petrolera que opera en Venezuela. Tienen un plan para acelerar la construcción de plataformas y la demanda de vehículos de dos ruedas, y estamos intensificando la producción para ello», añadió el COO de Tenaris, Gabriel Podskubka.
La compañía subsidiaria del Grupo Techint evalúa que el negocio en Venezuela será de US$ 50 millones en 2026 y que existe el potencial para un crecimiento significativo en 2027, dependiendo del desembarco de más petroleras.
Southern Energy: Tenaris evalua una presentación por antidumping
Tenaris analiza la presentación de una denuncia por dumping contra la india Welspun.
Rocca también explicó que Tenaris esta considerando presentar una denuncia por dumping contra Welspun, la compañía india que se adjudicó el contrato de provisión de caños para el proyecto de exportación de gas natural licuado del consorcio Southern Energy (SESA).
«Estamos analizando la oferta para ver si se ajusta a las prácticas comerciales o si está expuesta a un posible caso antidumping que vayamos a presentar. Por el momento, no hemos tomado una decisión», dijo Rocca.
Southern Energy adjudicó a Welspun un contrato por la provisión de caños para el gasoducto dedicado que permitirá la exportación de GNL en modalidad ininterrumpida. La compañía india se impuso a otras cinco ofertas: cuatro de compañías chinas y auna de Tenaris, la única fabricante local de los tubos para la industria de Oil&Gas.
El líder de Tenaris incluso sugirió que la oferta india debería ser analizada considerando las mejores prácticas comerciales contempladas en el acuerdo comercial alcanzado entre la Argentina y los Estados Unidos.
«Argentina firmó un acuerdo con Estados Unidos en el que ambas partes se comprometen a abordar las prácticas comerciales desleales en ambos países. Es lógico que Estados Unidos avance o cierre este tema en la relación con diferentes regiones y áreas. Esto forma parte del acuerdo de comercio recíproco entre Argentina y Estados Unidos. Por lo tanto, creemos que debería crearse un ambiente propicio para analizar la situación específica de esta oferta y licitación«, concluyó Rocca.
La compañía busca profundizar vínculos con desarrolladores, inversores y proveedores tecnológicos interesados en el creciente potencial minero argentino.
La constructora Chediack busca profundizar vínculos con desarrolladores, inversores y proveedores tecnológicos interesados en el creciente potencial minero argentino. “La Argentina está frente a una oportunidad histórica en minería. Para convertirla en realidad se necesitan integradores locales sólidos y con experiencia real de ejecución. Ese es el rol que queremos seguir ocupando: ser el socio que hace posibles los proyectos”, afirmó Inés Chediack, directora de la contratista especializada en ingeniería, compras y construcción (EPC, según su sigla en inglés)
«Con presencia operativa en puntos estratégicos del país y una trayectoria basada en innovación, seguridad y conocimiento del terreno, CHEDIACK se consolida como un aliado clave para el desarrollo de la minería en Argentina», destacaron desde la firma, que participará de la nueva edición de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), la mayor feria minera del mundo.
“La Argentina está frente a una oportunidad histórica en minería», aseguró Inés Chediack, la directora de la empresa.
Experiencia concreta en entornos de alta montaña
Un caso emblemático es el contrato EPC de la Planta de Procesamiento de Litio en el Salar del Hombre Muerto (Catamarca), a 4.000 msnm, donde Chediack desarrolló la ingeniería y tuvo a su cargo las adquisiciones, la construcción del proyecto, el precomisionado y la asistencia en la puesta en marcha.
Esta obra se suma a una trayectoria que incluye la participación en hitos de la minería argentina como Pascua Lama, Veladero y Bajo de la Alumbrera entre otras, iniciativas que marcaron el desarrollo del sector en las últimas décadas. Haber sido parte de estos proyectos de referencia consolida a Chediack como uno de los contratistas locales con mayor experiencia real en infraestructura minera de alta complejidad en la Cordillera de los Andes.
Además de estos antecedentes, la compañía participa actualmente en obras de infraestructura y servicios asociados a nuevos desarrollos de litio y cobre en el NOA y Cuyo, aportando su capacidad EPC y logística para acompañar la etapa de crecimiento del sector minero argentino.
Un modelo EPC integrado con foco local
La propuesta de valor de Chediack se basa en un enfoque EPC integral que articula:
Ingeniería conceptual y de detalle con equipos propios multidisciplinarios y tecnologías especializadas.
Gestión profesional de compras y abastecimiento
Construcción y administración de obra
Precomisionado y asistencia a la puesta en marcha
Gestión responsable de las relaciones laborales y sindicales, orientada a la continuidad operativa
Conocimiento profundo del marco regulatorio argentino, garantizando cumplimiento normativo y viabilidad de los proyectos
“Este modelo permite reducir interfaces, optimizar costos y plazos, y ofrecer mayor previsibilidad en la ejecución, aspectos clave para proyectos mineros que demandan altos niveles de coordinación técnica y logística”, detallaron desde la empresa.
La compañía cuenta con más de 80 ingenieros especializados, uno de los parques de equipos más modernos de Argentina y certificaciones bajo normas internacionales de calidad, seguridad, medioambiente y compliance lo que la posiciona como un ejecutor local confiable para compañías mineras globales.
Se estima que VMOS generará US$ 20.000 millones anuales en exportaciones de crudo.
“Nuestro golfo será un sitio internacional, de los de mayores del mundo para la exportación de gas y petróleo. Será otra economía para Río Negro, para Neuquén y para todos nosotros porque, lo que hoy están haciendo nos impacta por la magnitud de la obra, pero aquí están fundándose las bases para que la Argentina exporte en los próximos 30 años, es otro campo”, afirmó el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck durante una recorrida por la obra que contempla la ejecución de la terminal de exportación para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur.
En compañía del CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y autoridades de la firma VMOS, el mandatario rionegrino señaló que en 248 días se terminará la obra que generará US$ 20.000 millones anuales, mientras que destacó los beneficios que ya genera en la región.
“Las expectativas y los sueños de miles de personas se terminan transformando en una realidad. Ya hay más de 10.000 trabajadores y trabajadoras en la obra, en forma directa e indirecta. Seguramente más del 80% son rionegrinos -en el marco de la ley que aprobó la Legislatura- y son más de 120 millones de dólares en salarios que se distribuyeron a lo largo de toda la provincia”, dijo.
El gobernador recordó que la matriz económica de la provincia de Río Negro es principalmente agrícola, ganadera y turística y remarcó que con el proyecto VMOS y SESA para exportar GNL “es la primera vez que la Patagonia industrializa sus recursos. Producimos, procesamos y exportamos desde nuestro golfo, generando trabajo, infraestructura y desarrollo para nuestra gente”, afirmó.
Vaca Muerta Oil Sur: la redefinición del futuro del país
Ayer fue una jornada que reafirma que estamos construyendo algo que va a redefinir el futuro de nuestro país. Recorrí la Terminal de Punta Colorada y pude ver de primera mano el avance de la playa de tanques del VMOS, una infraestructura estratégica que permitirá almacenar y… pic.twitter.com/agk8FaLQae
“Estamos construyendo algo que va a redefinir el futuro de nuestro país”, agregó Marín durante la recorrida de la obra que incluyó la visita a los tanques de almacenamiento de 120.000 metros cúbicos (m3) que serán el corazón operativo de la terminal de exportación.
El CEO de YPF explicó que en estos momentos se realiza el montaje de dos de los seis tanques que conformarán la terminal y donde se almacenará el petróleo proveniente de Vaca Muerta gracias a la asociación de las ocho operadoras que conforman el proyecto.
“En el año 2031 cuando estemos en la máxima capacidad vamos a poder exportar US$ 20.000 millones anuales. El VMOS posicionará a la Argentina como un proveedor confiable y competitivo de shale en el mercado internacional”, agregó Marín.
En cuanto a la construcción de cada tanque, la compañía detalló que implica un proceso de alta complejidad en el que se montan 198 placas de pared y 281 placas de piso, utilizando unas 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura.
Estas tareas permiten dar forma a estructuras de gran escala ya que cada tanque comprende 82 metros de diámetro, 35 metros de altura y una capacidad de 120.000 metros cúbicos, equivalente al volumen de 50 piletas olímpicas y a la altura de un edificio de diez pisos. “Cada tanque se posiciona entre las obras industriales más relevantes del país y de clase mundial”, indicaron.
En consonancia con el gobernador rioegrino, Marín se refirió al financiamiento de US$ 2.000 millones logrado para el proyecto VMOS a través de un préstamo consolidado con diferentes bancos y afirmó que VMOS será el primer gran proyecto privado de infraestructura energética de esta magnitud en la Argentina y uno de los más relevantes de Latinoamérica.
El proyecto contempla una inversión total de US$3.000 millones y se encuentra amparado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Además, destacó las gestiones hechas por la provincia para lograr que el puerto se construya en sus aguas otorgando previsibilidad, reglas claras y condiciones técnicas para llevar adelante el proyecto.
Punta Colorada: a solo 248 días para el fin de las obras
Los gobernadores de Río Negro y Neuquén junto al presidente de YPF y autoridades de VMOS.
La Terminal marítima de Punta Colorada será el punto final del sistema de transporte de los 437 kilómetros que comprende el oleoducto VMOS y que permitirá albergar 550.000 barriles de petróleo provenientes de Vaca Muertay su salida a través de buques VLCC, que por primera vez llegarán al país.
Junto a un cartel que anuncia que en 248 días se terminará la obra, el gobernador de Neuquén, Figueroa, felicitó a su par rionegrino por las gestiones hechas para que la provincia sea el puerto de salida y destacó que “estamos trabajando hermanados con Río Negro. Vamos a poder exportar lo nuestro gracias a la gran gestión que ha desarrollado Alberto Weretilneck y no olvidemos que la Argentina le debe que el GNL salga por la Patagonia”.
En este sentido, afirmó que de esta forma Vaca Muerta genera rentabilidad para el país, “trabajo y bienestar para nuestra gente, que es ahí donde tenemos que estar focalizados”.
El proyecto VMOS (Vaca Muerta Sur) ha alcanzado un hito crítico en su cronograma de ejecución. Durante una recorrida oficial por las obras en Punta Colorada, el CEO de YPF, Horacio Marín, junto a los gobernadores de Río Negro y Neuquén, confirmó que la base de tanques y la infraestructura portuaria presentan ya un 54% de avance, con miras a una inauguración operativa para finales de este 2026.
La magnitud del proyecto es tal que, según estimaciones de la compañía, para el año 2031 el VMOS generará exportaciones por u$s 20.000 millones anuales, una cifra que iguala el aporte histórico de la cosecha de soja, transformando la matriz de generación de divisas del país.
La jornada incluyó la inauguración de las oficinas operativas de la empresa VMOS en Sierra Grande, donde ya se registran más de 10.000 empleos directos e indirectos vinculados a la obra. Entre los avances técnicos destacados, se confirmó el inicio del cruce del Río Negro mediante perforación dirigida, una maniobra de ingeniería clave para el tendido del ducto que conectará el corazón de la cuenca neuquina con la terminal de exportación atlántica.
Este corredor logístico permitirá a la Argentina competir directamente en los mercados de Europa y Asia, posicionando al crudo liviano de Vaca Muerta como un producto de escala global bajo los estándares de eficiencia del RIGI.
Visión de Runrún Energético
El VMOS es la piedra angular de la Argentina exportadora. Que la cúpula de YPF y los mandatarios provinciales validen el avance en Sierra Grande confirma que el “hub” energético del Atlántico es una realidad irreversible. Esta es la infraestructura que materializa la libertad económica: fierros, soldaduras y tanques que convertirán el recurso bajo tierra en soberanía financiera real.
Como hemos sostenido, el éxito de este ducto es el éxito del modelo de propiedad privada y libre disponibilidad que el sector demanda.
El despliegue de inversiones en Vaca Muerta y el sector de infraestructura energética ha encontrado en el RIGI su columna vertebral jurídica. Un reciente análisis técnico de la firma Marval O’Farrell Mairal destaca que el régimen no solo ofrece incentivos fiscales, sino que establece un esquema de “estabilidad absoluta” por 30 años, blindando los proyectos contra cualquier cambio legislativo o tributario posterior.
Esta garantía de derechos adquiridos es, según los principales actores del mercado, el factor determinante que ha permitido pasar de los anuncios a la ejecución de obras de infraestructura crítica en el sector de midstream.
Entre las modificaciones más relevantes para el sector de hidrocarburos, se destaca la flexibilización para proyectos de almacenamiento y transporte, permitiendo que obras de ductos y plantas de tratamiento accedan a los beneficios con requisitos de inversión inicial adaptados a la realidad del mercado.
Asimismo, la exención de derechos de importación para bienes de capital —incluyendo equipos usados certificados— acelera la incorporación de tecnología de punta para perforación y fractura. Finalmente, la ratificación de la jurisdicción de tribunales de arbitraje internacional para la resolución de conflictos elimina el riesgo de incertidumbre judicial, posicionando a la Argentina como un destino competitivo para el capital intensivo global.
Visión de Runrún Energético
El RIGI es la pieza que faltaba para convertir el potencial geológico en realidad económica. Desde nuestra redacción observamos que la verdadera potencia de este régimen no reside solo en la baja de impuestos, sino en la creación de un “oasis de previsibilidad” en un país históricamente volátil.
Al otorgar estabilidad por tres décadas y acceso al arbitraje internacional, el Estado argentino deja de ser un socio incierto para convertirse en un garante de reglas claras. Esta arquitectura legal es el cimiento necesario para que proyectos de escala global, como el GNL, logren el cierre financiero definitivo.
La producción de acero en Argentina ha comenzado a mostrar señales de una sólida recuperación en este primer bimestre de 2026, impulsada fundamentalmente por la demanda sostenida de los proyectos de infraestructura energética. A pesar de las controversias y el debate sectorial generado por la apertura importadora de insumos siderúrgicos, las plantas locales han logrado incrementar sus niveles de despacho.
Este fenómeno se explica por la aceleración en la construcción de ductos, tanques de almacenamiento para el proyecto VMOS y la fabricación de estructuras para el transporte eléctrico, nichos donde la calidad y la logística de cercanía de la industria nacional mantienen una ventaja competitiva clave.
La mejora en los indicadores productivos refleja un cambio de paradigma: la industria siderúrgica ya no depende exclusivamente del consumo masivo o la construcción civil, sino que se ha convertido en un eslabón crítico de la cadena de valor de Vaca Muerta. Si bien la competencia con el acero importado presiona los márgenes, las principales acerías del país están respondiendo con planes de eficiencia operativa para alinearse a los costos internacionales.
Para el sector energético, contar con una provisión local robusta de chapas y tubos es una garantía de cumplimiento para los ambiciosos cronogramas de obra previstos para este año bajo el amparo del RIGI.
Visión de Runrún Energético
El crecimiento de la producción de acero es el “efecto multiplicador” de la energía en su máxima expresión. Desde nuestra editorial, celebramos que la industria base acepte el desafío de la competencia internacional mientras se apoya en el boom de infraestructura más importante de las últimas décadas.
El acero es el esqueleto de la Argentina exportadora; que su producción crezca en un contexto de apertura demuestra que nuestra industria es capaz de ganar mercados cuando tiene proyectos de escala que traccionan su desarrollo.
La mayor productora de oro a nivel global, la estadounidense Newmont, confirmó un ambicioso plan de inversión de u$s 800 millones destinado a su yacimiento Cerro Negro, en la provincia de Santa Cruz. Esta capitalización tiene como objetivo central extender la vida útil de la mina más allá del año 2035 mediante el proyecto de expansión “Cerro Negro Expansión 1” (CNE1).
El anuncio, que fue destacado por el Gobierno nacional como una señal de confianza en el nuevo rumbo económico, garantiza no solo la continuidad de los 1.400 empleos actuales, sino también la creación de 270 nuevos puestos directos durante la fase de ejecución, consolidando a Cerro Negro como uno de los activos mineros más productivos y estables de la región.
El proyecto busca incrementar los niveles de extracción a partir de 2028, fortaleciendo un complejo que ya aporta exportaciones por un valor cercano a los u$s 500 millones anuales. La decisión de Newmont se produce en un contexto de precios sostenidos para el oro y un marco local que comienza a ofrecer las garantías de estabilidad necesarias para inversiones de capital intensivo.
Para Santa Cruz, este desembolso representa un alivio fiscal y un motor de desarrollo para las comunidades locales, reafirmando el rol de la minería metalífera como un pilar fundamental para la generación de divisas genuinas que el país requiere.
Visión de Runrún Energético
La confirmación de Newmont es un espaldarazo de peso internacional para la minería argentina. Desde nuestra redacción, observamos que cuando el capital global decide hundir u$s 800 millones a diez años de plazo, lo hace porque ve una ventana de oportunidad real en la seguridad jurídica del país.
Santa Cruz sigue demostrando ser una jurisdicción “minero-friendly” por excelencia, y este tipo de inversiones son las que permiten proyectar una matriz exportadora diversificada donde el oro, el litio y el cobre acompañen el crecimiento que ya estamos viendo en el sector de hidrocarburos.
La empresa estatal de Tierra del Fuego, Terra Ignis, ha dado un paso decisivo en su estrategia de expansión al confirmar la recepción de ocho propuestas de compañías interesadas en asociarse para el desarrollo del bloque Aries. Este yacimiento, ubicado en una zona estratégica de la Cuenca Austral con potencial tanto onshore como offshore, se perfila como un proyecto clave para incrementar la producción de gas y condensados en el extremo sur del país.
El proceso de evaluación se centra en identificar un socio operador que aporte el capital intensivo y la tecnología necesaria para maximizar el factor de recuperación de un área que, hasta ahora, ha permanecido subexplorada pero con datos geológicos altamente prometedores.
El interés de ocho oferentes —entre los que se encontrarían operadoras locales de peso y jugadores internacionales— subraya el atractivo de la Cuenca Austral bajo el nuevo marco de libre mercado y precios competitivos. Terra Ignis busca replicar modelos exitosos de asociación público-privada, donde la provincia retiene una participación en la renta petrolera sin comprometer recursos fiscales en la etapa de mayor riesgo exploratorio.
Se espera que la adjudicación definitiva se concrete en el segundo trimestre de 2026, lo que marcaría el inicio de una nueva etapa de perforación y desarrollo de infraestructura en la Isla Grande de Tierra del Fuego.
Visión de Runrún Energético
El dinamismo en torno al bloque Aries es una excelente noticia para la diversificación del mapa energético argentino. Desde nuestra óptica, el protagonismo de Terra Ignis demuestra que las empresas provinciales pueden ser motores de inversión eficientes cuando actúan como facilitadores del capital privado.
Tierra del Fuego no solo es un polo industrial; es una frontera energética que, con el impulso de la Cuenca Austral, tiene todo para consolidarse como un pilar del autoabastecimiento gasífero nacional, aportando equilibrio geográfico a la producción del país.
El equipo económico del Gobierno nacional desembarca en Estados Unidos para una nueva edición de la “Argentina Week”, un evento estratégico diseñado para captar capitales de largo plazo en los centros financieros de Nueva York y Houston. La delegación, encabezada por el presidente Javier Milei y el ministro Luis Caputo, junto a Pablo Quirno y Federico Sturzenegger, presentará ante CEOs de las principales compañías energéticas y fondos de inversión de Wall Street las ventajas competitivas del nuevo marco regulatorio argentino.
El eje central de la misión será la promoción del RIGI como la herramienta definitiva para garantizar seguridad jurídica en proyectos de escala monumental, especialmente en gas natural licuado (GNL), infraestructura de transporte de crudo y minería de litio.
Este viaje ocurre en un momento de especial atención por parte de los mercados internacionales, que observan la consolidación del superávit fiscal y la desaceleración inflacionaria como señales de estabilización macroeconómica. La agenda incluye reuniones bilaterales con operadoras de primer nivel interesadas en ampliar su huella en Vaca Muerta, buscando capitalizar la libre disponibilidad de divisas y la estabilidad tributaria por 30 años que ofrece el país.
Para el Gobierno, la “Argentina Week” no es solo una gira promocional, sino la oportunidad de cerrar acuerdos de financiamiento clave que permitan acelerar la transición hacia una matriz energética neta exportadora.
Visión de Runrún Energético
La “Argentina Week” representa la validación institucional del país ante el capital global. Desde nuestra redacción, consideramos fundamental que la cúpula del equipo económico actúe como interlocutora directa con los decisores de inversión en Houston y Nueva York.
En el sector energético, la confianza no se construye solo con geología, sino con presencia y compromiso político al más alto nivel. Esta gira es el paso necesario para que el interés abstracto de los inversores se traduzca en desembolsos concretos, consolidando a la Argentina como el destino más previsible y atractivo de la región.
La empresa estatal santacruceña, Fomicruz S.E., anunció su participación en la convención PDAC 2026 de Toronto, el evento de exploración minera más importante del mundo. La delegación provincial presentará una renovada cartera de proyectos que abarca desde prospectos de metales preciosos (oro y plata) hasta áreas con potencial para minerales críticos, fundamentales para la transición energética global.
El objetivo central de esta misión en Canadá es atraer a empresas “juniors” y grandes operadoras internacionales interesadas en modelos de asociación público-privada, replicando la exitosa experiencia que la provincia ya mantiene con gigantes como Newmont y AngloGold Ashanti en el Macizo del Deseado.
Esta ofensiva comercial de Fomicruz coincide con un clima de renovado interés por los activos mineros argentinos. La empresa estatal busca posicionarse como el socio estratégico ideal para inversores que requieren no solo geología de calidad, sino también el acompañamiento técnico y la licencia social que Fomicruz ha consolidado en sus décadas de trayectoria.
La presentación en Toronto pondrá especial énfasis en las garantías operativas y el marco de previsibilidad que ofrece Santa Cruz, la provincia líder en exportaciones mineras del país, en un momento donde la minería metalífera es vista como el complemento necesario para el boom de divisas que hoy lideran los hidrocarburos.
Visión de Runrún Energético
La presencia de Fomicruz en la PDAC es una señal de proactividad institucional. Desde nuestra redacción, consideramos que no alcanza con tener los recursos bajo el suelo; hay que salir a competir por el capital global en las grandes ligas.
Santa Cruz entiende que la minería se mueve por confianza y cercanía técnica, y el modelo de Fomicruz es un ejemplo de cómo una empresa estatal puede ser un puente eficiente para la llegada de inversión extranjera directa, asegurando que la riqueza minera se traduzca en desarrollo local concreto.
En un movimiento estratégico que redefine el mapa petrolero del Golfo de México, Grupo Carso, el conglomerado liderado por Carlos Slim, formalizó la adquisición total de Fieldwood México. La operación, valuada en u$s 600 millones, otorga al empresario el control absoluto del Área Contractual 4, que alberga los prometedores yacimientos Ichalkil y Pokoch.
La transacción se estructuró mediante un pago directo de u$s 270 millones y la asunción de u$s 330 millones en deuda que la filial mantenía con su matriz original, la petrolera rusa Lukoil. Con esta compra, Slim no solo expande su imperio, sino que toma las riendas de una producción actual de 11.500 barriles diarios con un alto potencial de escalabilidad.
Más allá de lo comercial, la jugada tiene una fuerte carga geopolítica. Al desplazar a la rusa Lukoil —entidad bajo la lupa de las sanciones del Tesoro de los Estados Unidos—, Grupo Carso destraba el horizonte operativo del área y garantiza la continuidad de las inversiones bajo un marco de seguridad jurídica alineado con los estándares occidentales.
En un contexto donde la estatal Pemex enfrenta desafíos financieros crecientes, la consolidación de un actor privado con el músculo financiero de Slim es vista por el mercado como una garantía de estabilidad para la producción de hidrocarburos en aguas someras mexicanas.
Visión de Runrún Energético
La adquisición de Fieldwood por parte de Carlos Slim es una lección de oportunidad estratégica. Desde nuestra redacción, destacamos cómo el capital regional está ocupando con agilidad los vacíos que dejan las potencias globales debido a las tensiones geopolíticas. Slim no solo compra barriles; compra soberanía operativa en una zona crítica.
Este movimiento refuerza nuestra tesis desarrollista: el sector energético es el terreno donde los grandes capitales locales pueden y deben liderar la reconversión económica de sus países.
El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza ha formalizado una alianza estratégica con la Universidad Siglo 21, orientada a fortalecer la formación técnica y profesional de su capital humano. El convenio busca elevar los estándares de eficiencia en la supervisión y gestión de proyectos críticos para la provincia, en un momento donde el impulso a iniciativas como el Distrito Minero Occidental en Malargüe y la reactivación de áreas petroleras maduras demanda una administración pública altamente especializada.
La capacitación abordará no solo aspectos técnicos del sector, sino también nuevas competencias en gestión ambiental y sostenibilidad, claves para la aprobación social de los proyectos extractivos bajo el marco normativo actual.
Esta iniciativa se suma a la estrategia de la provincia por posicionarse como un polo de servicios energéticos de calidad, preparando a sus cuadros técnicos para interactuar con los altos estándares exigidos por los inversores internacionales que llegan al país bajo el amparo del RIGI.
Para Mendoza, la profesionalización del personal estatal no es solo una mejora administrativa, sino una herramienta de competitividad territorial que garantiza que los recursos naturales sean gestionados con la máxima pericia técnica y responsabilidad ambiental, asegurando que el desarrollo energético se traduzca en beneficios sostenibles para toda la comunidad mendocina.
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El fortalecimiento del capital humano es la inversión invisible pero fundamental para el éxito de cualquier política energética. Desde nuestra redacción, destacamos la visión de Mendoza al entender que para atraer inversiones de escala global se necesita un Estado que hable el mismo lenguaje técnico que las compañías operadoras.
Al profesionalizar su estructura de control y gestión, la provincia no solo mejora su eficiencia interna, sino que brinda una capa adicional de seguridad y confianza a los inversores, demostrando que la seguridad jurídica se construye también desde la idoneidad de quienes deben supervisar la actividad.
El sector minero argentino ha comenzado el año 2026 con una marca histórica, alcanzando exportaciones por un total de u$s 812 millones durante el primer mes del año. Esta cifra representa el nivel más alto registrado para un inicio de ejercicio, consolidando la tendencia alcista que el sector viene sosteniendo gracias a la maduración de proyectos de metales preciosos y el vertiginoso ascenso del litio.
El complejo de oro y plata continúa explicando el mayor volumen de ingresos (cerca del 75%), con destinos principales como Suiza y Estados Unidos, mientras que el carbonato de litio, impulsado por la puesta en marcha de nuevas fases en la Puna, se posiciona como el rubro de mayor crecimiento interanual en términos de valor agregado.
Estos resultados estadísticos ratifican la resiliencia del sector extractivo y su capacidad para generar divisas genuinas de manera inmediata. Los datos de enero no solo reflejan la mejora en los precios internacionales de los metales, sino también una mayor eficiencia operativa en los yacimientos activos de Santa Cruz, San Juan y el NOA.
Para los analistas, este arranque récord es el preámbulo de un año que podría marcar un antes y un después en la balanza comercial minera, apalancado por el nuevo marco normativo que incentiva la aceleración de las exportaciones y la simplificación de procesos logísticos y aduaneros.
Visión de Runrún Energético
El récord de u$s 812 millones es la prueba empírica de que la minería es el tercer motor de la economía argentina. Desde nuestra redacción, destacamos que estas cifras no son casualidad, sino el fruto de sostener una actividad que, a pesar de las coyunturas, nunca dejó de invertir.
Que el año arranque con estos niveles de exportación le da al Gobierno el respaldo necesario para profundizar las reformas del sector. Argentina ya no solo promete potencial; está entregando resultados que ubican a la minería en el podio de los generadores de dólares necesarios para la estabilidad macroeconómica.
Vista Energy reafirmó su compromiso con la educación en Neuquén al anunciar un aporte de un millón de dólares destinado a fortalecer el programa provincial de becas Gregorio Álvarez. Este anuncio se concretó durante un encuentro en la capital neuquina entre el gobernador Rolando Figueroa y Miguel Galuccio, fundador y CEO de la compañía.
El programa de becas está orientado a apoyar a jóvenes neuquinos de hasta 35 años en distintos niveles educativos, desde Inicial hasta Universitario, buscando garantizar su permanencia, egreso y reinserción en el sistema educativo.
El gobernador Figueroa destacó la importancia de Vista Energy como uno de los principales aportantes al programa y resaltó la continuidad de esta colaboración, que se enmarca en una visión compartida para potenciar el desarrollo de la provincia. “Estamos muy contentos por este inicio de trabajo tan potenciado con Vista, que le da continuidad a una línea que Miguel hace años ha establecido con la provincia”, afirmó.
Además, el mandatario subrayó el rol de la empresa en la planificación de la infraestructura necesaria para Vaca Muerta, y la colaboración entre el sector público y privado para aprovechar esta “oportunidad generacional”. Enfatizó que el programa de becas busca “igualar las líneas de partida” para que los jóvenes puedan acceder a la educación sin quedar rezagados: “Hay muchos chicos que, si el Estado no está presente y decimos ‘sálvese quien pueda’, no van a poder estudiar”.
LAS BECAS GREGORIO ÁLVAREZ SON UNA POLITICA DE ESTADO
Vista Energy redobló este año el apoyo al programa de becas Gregorio Álvarez para que más jóvenes puedan iniciar, sostener y terminar sus estudios en toda la provincia.
El aporte de Vista Energy, junto con otras compañías del sector hidrocarburífero, permite financiar un programa único en Argentina y Latinoamérica por su alcance y por las oportunidades educativas que brinda a los jóvenes de toda la provincia.
Por su parte, Miguel Galuccio expresó que este apoyo tiene un significado personal, recordando que tanto él como el gobernador fueron beneficiarios de becas. “Sabemos en primera persona lo que una oportunidad como esta impacta en la vida de los estudiantes. Es también un impulso y un voto de confianza al talento y al potencial”, señaló.
Galuccio añadió que, en esta nueva etapa de crecimiento y desarrollo de Vista Energy, el desafío es formar el talento necesario para sostener ese avance, especialmente en una provincia como Neuquén que requiere profesionales comprometidos con el sector energético. “Es la herramienta fundamental que tenemos para ayudar a que todos tengan la misma posibilidad, de alguna manera, de llegar, de ser profesionales y de ayudar al desarrollo de la energía de la provincia y el país”, concluyó.
El gobernador Rolando Figueroa participó esta mañana de una recorrida por la terminal exportadora de Punta Colorada. Junto con su par rionegrino Alberto Weretilneck y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín supervisaron los avances del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá la salida al mundo de los hidrocarburos producidos en Neuquén.
“Creo que es el gran camino que tenemos que construir para hacer la Argentina grande. Una Norpatagonia integrada, los patagónicos luchando por lo que verdaderamente se necesita y por lo que queremos”, aseguró Figueroa.
El gobernador destacó una vez más a Vaca Muerta “vinculada con la posibilidad de exportar en este puerto patagónico, creo que es una alternativa viable que va a generar mucha rentabilidad para la Argentina, pero fundamentalmente va a generar trabajo y va a generar bienestar para nuestra gente, que ahí es donde tenemos que estar focalizados quienes administramos el Estado”, resaltó.
En la terminal ubicada en la zona de Sierra Grande, en Río Negro, la comitiva recorrió la playa de tanques y observaron los avances de la construcción de dos de los seis tanques de almacenamiento.
Dividido en dos tramos, el oleoducto conectará la zona productiva de Neuquén con la costa atlántica de la provincia de Río Negro y una terminal de exportación. Prevé una puesta en marcha temprana para 2026, que habilitará la evacuación de 190.000 barriles diarios. Además, en etapas siguientes, se transportarán hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar a 700 mil.
Por su parte, el gobernador rionegrino expresó que “Vaca Muerta pasa por suelo rionegrino para exportarse al mundo. Y eso confirma algo: Río Negro está en marcha y es protagonista del nuevo mapa energético argentino”.
De la actividad también participaron Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF y presidente del consorcio VMOS; Gustavo Chaab, CEO de VMOS; Julián Escuder, director en VMOS por Pluspetrol y Daniel Ciaffone por PAE.
La terminal de Punta Colorada
La terminal exportadora, sobre el Golfo San Matías, es el punto donde se materializa el VMOS, uno de los proyectos energéticos más importantes del país. Su desarrollo forma parte del proyecto VMOS, impulsado por YPF y otras operadoras.
Se trata de una terminal marítima de aguas profundas diseñada para cargar grandes buques petroleros, permitiendo exportar crudo directamente al mercado internacional sin necesidad de transbordos.
Incluye un oleoducto de más de 400 kilómetros desde Vaca Muerta hasta la costa rionegrina, con tanques de almacenamiento en tierra (Punta Colorada) y sistema de carga offshore en el Golfo San Matías.
Allí se encuentran avanzados dos de los seis tanques de dimensiones inéditas para el país con 82 metros de diámetro, 35 metros de altura y una capacidad de 120.000 metros cúbicos cada uno.
La construcción del proyecto cuenta con un 54% de avance total, con avances parciales en sus diferentes locaciones de trabajo: el oleoducto que une Vaca Muerta con Río Negro, la estación cabecera Allen, la estación de bombeo 1 Chelforó, la estación de bombeo 2 Santa Rosa y la Terminal Punta Colorada.
El proyecto se estima que ingresaría en funcionamiento a fines de este año con una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, para alcanzar los 550.000 barriles durante 2027.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) aprobó el cambio de control societario de las principales transportistas de energía del norte argentino, un movimiento que deja a los empresarios Diego Héctor Castro y Melitón López en una posición de fuerte influencia sobre el sistema de alta tensión en el NOA y el NEA.
La decisión, formalizada a través de la Resolución 83/2026 y publicada en el Boletín Oficial, convalida la operación de compraventa de acciones realizada el 3 de septiembre de 2025, que reconfiguró la estructura de propiedad de Elecnorte S.A., la sociedad controlante de Transnoa S.A. y accionista relevante de Transnea S.A.
Según la resolución, la clave del cambio estuvo en la venta del 100 por ciento del capital social de Asisnort S.A. a favor de las firmas CO Desarrollo S.A. y Latam Inversores (o Inversiones) S.A., vehículos societarios vinculados a Castro y López. A través de estas sociedades, ambos adquirieron en partes iguales la totalidad de Asisnort y, por esa vía, una participación mayoritaria en Elecnorte, que posee el 57,76 por ciento del capital de Transnoa y el 27,43 por ciento de las acciones de clase A de Transnea.
El movimiento les otorga un control indirecto sobre dos concesionarias estratégicas del transporte de energía eléctrica en el norte del país.
La operación tuvo, además, implicancias en otras piezas de la cadena societaria. La norma del ENRE detalla que CO Desarrollo y Latam Inversores también compraron participaciones en Norte Grande Eléctrico S.A., aunque el organismo aclaró que no puede pronunciarse sobre ese tramo porque la secuencia previa de transferencias no había sido oportunamente autorizada.
De todos modos, el corazón del cambio de mando radica en Elecnorte: al controlar Asisnort y sumar la participación de los otros socios, Castro y López pasan a manejar el timón de la empresa que decide el rumbo de Transnoa y tiene voz de peso en Transnea.
El ENRE evaluó la operación bajo dos grandes ejes: capacidad técnica de los nuevos actores y efectos sobre la competencia. El informe técnico interno concluyó que los adquirentes acreditaron antecedentes suficientes en el rubro y que la transacción no vulnera las restricciones del marco regulatorio eléctrico, en particular los artículos 30, 31 y 32 de la Ley 24.065 ni las incompatibilidades de los pliegos de concesión.
Al mismo tiempo, el organismo sostuvo que el cambio de control no implica una afectación al principio de competencia ni genera un aumento “indebido” en la concentración del mercado de transporte de energía eléctrica, un punto especialmente sensible dado el peso regional de Transnoa y Transnea.
La intervención del regulador se activó tras un pedido de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, en el marco del expediente de concentración económica identificado como “Conc. 2058”.
Al tratarse de empresas monopólicas por definición en sus áreas de concesión, cualquier modificación en la estructura de control requiere un doble filtro: el del organismo sectorial y el de la autoridad de competencia. Con la resolución del ENRE, se cierra la parte regulatoria eléctrica de un negocio que lleva meses bajo la lupa de los organismos del Estado.
El trasfondo es un mapa de poder en el transporte de energía que se vuelve cada vez más concentrado en pocas manos. Transnoa opera la red troncal en el Noroeste Argentino, mientras que Transnea cumple un rol equivalente en el Noreste, con incidencia directa sobre la calidad del servicio en provincias donde los cortes y colapsos de tensión se han vuelto una constante en los últimos años.
Que los hilos del control indirecto queden en manos de un mismo núcleo empresario abre interrogantes sobre la capacidad del Estado para condicionar inversiones, exigir planes de mantenimiento y evitar que el peso de la negociación se incline en exceso hacia el lado privado.
Distintos gobiernos provinciales y organismos de defensa de usuarios vienen señalando a las transportistas del norte por fallas recurrentes y falta de inversiones suficientes en infraestructura.
En ese contexto, la consolidación de Castro y López como referentes del negocio de la alta tensión en el norte se produce en un terreno ya marcado por conflictos judiciales, reclamos administrativos y advertencias sobre la fragilidad del sistema. El desafío ahora será comprobar si el nuevo esquema accionario se traducirá en un cambio de gestión efectivo o si solo implicará un reacomodamiento del poder económico detrás de las mismas líneas de transmisión.
Para el ENRE, la foto formal es clara: la operación respeta el marco legal, no aumenta de manera indebida la concentración y los nuevos dueños tienen la capacidad técnica mínima exigida. Pero para usuarios, provincias y reguladores, la película recién empieza: la verdadera medida del impacto de este cambio de mando se jugará en la próxima ola de inversiones, en la respuesta ante fallas y en la forma en que un grupo reducido de empresarios utilice su nueva posición dominante en el tablero eléctrico del norte argentino.
En la autopista Buenos Aires-Rosario, sentido hacia la provincia de Santa Fe y a la altura de San Pedro, YPF está construyendo la mayor estación de servicios de la Argentina, con parador gastronómico 24/7, paseo comercial y asistencia mecánica, entre muchas otras actividades.
El complejo que sería inaugurado a fines de 2026, está en el kilómetro 153 y abarcará una superficie de 10 hectáreas. La autopista Buenos Aires-Rosario supera los 20 mil vehículos diarios, en gran parte tránsito pesado, y hasta el momento tiene un gran déficit de paradores de descanso, abastecimiento y asistencia. En otro aspecto, el proyecto generará en San Pedro más de un centenar de puestos de trabajo directos e indirectos.
Cómo será la mega estación de servicios de San Pedro
No solo se podrá cargar combustibles, sino que será un complejo de servicios integrales, a saber:
Islas diferenciadas: Tendrá sectores de carga completamente separados para vehículos livianos y transporte pesado (camiones y ómnibus) para agilizar la circulación.
Playa de camiones gigante: Contará con una playa de estacionamiento de gran capacidad, con zonas exclusivas de descanso y duchas para choferes, atendiendo una demanda histórica del sector logístico.
Sustentabilidad y Tecnología: El proyecto incluye la instalación de cargadores eléctricos de carga rápida, paneles solares para el autoconsumo de la estación y sistemas de recuperación de agua.
GNC integrado: A diferencia de otros grandes paradores de la traza, este contará con despacho de GNC de alto flujo.
YPF Full XL: El local de Full será uno de los más grandes de la red, con áreas de coworking, conectividad de alta velocidad y una propuesta gastronómica ampliada.
Boxes y Asistencia: Contará con un centro de asistencia mecánica rápida, cambio de neumáticos y servicios de lubricación.
Locales complementarios: Se está evaluando la incorporación de cajeros automáticos, farmacia y locales de tecnología, entre otros servicios.
La Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC, por sus siglas en inglés) del Departamento del Tesoro de Estados Unidos anunció este miércoles que permitirá la reventa de crudo de origen venezolano a sectores no gubernamentales de Cuba, según una actualización publicada por la oficina.
La OFAC indicó que implementará una “política favorable de concesión de licencias” destinada a solicitudes específicas que busquen autorizar la reventa de petróleo venezolano a Cuba.
La medida abarca transacciones que incluyan exportaciones para uso comercial y humanitario en Cuba, así como otras operaciones dirigidas al sector privado cubano, precisó la OFAC.
No obstante, la oficina aclaró que quedarán fuera de esta política las transacciones que involucren o beneficien a cualquier persona o entidad vinculada con el ejército, los servicios de inteligencia u otras instituciones gubernamentales de Cuba.
Estados Unidos había calificado a Cuba como “una amenaza inusual y extraordinaria” para la seguridad nacional y anunció medidas para impedir que la isla recibiera petróleo venezolano luego de una operación militar en enero que buscó, por la fuerza, desplazar al entonces presidente de Venezuela, Nicolás Maduro.
Tras esa incursión, Washington confiscó exportaciones petroleras de Venezuela. El 29 de enero, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, firmó una orden ejecutiva en la que amenazó con imponer aranceles a bienes procedentes de países que suministren petróleo a Cuba.
Future Energy Summit celebrará los próximos 4 y 5 de marzo una nueva edición de FES Argentina · Renewables & Storage en el Hotel Emperador de la ciudad de Buenos Aires, con transmisión en vivo a través de su canal oficial de YouTube.
El encuentro convocará a las principales compañías del sector, funcionarios de primer nivel y cientos de ejecutivos en un ámbito donde se debaten tendencias y se generan espacios de networking estratégicos para el cierre de acuerdos.
En este contexto, el almacenamiento con baterías se posiciona como uno de los ejes centrales de la agenda, dado que Argentina atraviesa un punto de inflexión marcado por licitaciones específicas, nuevas reglas de remuneración y una creciente participación de sistemas híbridos en el Mercado a Término (MAT), elementos que redefinen el rol del storage dentro del sistema eléctrico.
Un reciente primer hito fue la licitación AlmaGBA, la primera convocatoria exclusiva para sistemas BESS stand-alone en la historia del país, donde la respuesta del mercado confirmó el interés estructural por este segmento, dado que 14 empresas presentaron 27 proyectos que totalizaron 1346,9 MW de capacidad ofertada.
Aunque finalmente se adjudicaron 713 MW repartidos en 12 proyectos en nodos críticos de las redes de Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), a un precio promedio de USD 11.337 por MW-mes, movilizando más de USD 540 millones en inversiones, con plazos de entrada en operación de entre 12 y 18 meses.
Este antecedente no solo permitirá atender restricciones en el AMBA, sino que estableció una referencia de precio y competitividad que impacta en las decisiones de inversión futuras. Incluso, a partir de ello, el Gobierno nacional prepara una nueva convocatoria denominada AlmaSADI, que buscaría incorporar entre600 y 700 MW BESS en nodos críticos a nivel país.
Si bien aún restan definiciones, entre ellas la eventual participación de CAMMESA como offtaker, el proceso es seguido de cerca por desarrolladores e inversores, dado que podría escalar el almacenamiento a una dimensión federal dentro del SADI.
En paralelo, la Resolución SE N° 400/2025 introdujo por primera vez un marco detallado de remuneración para centrales de almacenamiento, el cual las habilita a operar como demanda durante la carga y como generadores durante la descarga, percibiendo pagos en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo. Además, incorpora la remuneración por Potencia Puesta a Disposición, siempre que se acrediten al menos cuatro horas de almacenamiento validado.
El nuevo esquema también permite la participación en el Mercado a Término (MAT) tanto como compradores como vendedores, integrando al almacenamiento como un actor flexible plenamente coordinado por CAMMESA bajo el despacho económico.
De todos modos, el mercado contractual ya refleja esta evolución, dado que En el segundo cuatrimestre de 2025 se adjudicó el parque FV Catamarca II de Solar Energy SA, que obtuvo 60 MW e incorporó un sistema BESS de 54 MW y 108 MWh en San José. Posteriormente, en el tercer cuatrimestre, se consolidaron esquemas híbridos como Catamarca II bajo una configuración de 60 MW / 240 MWh, junto con los proyectos Sierras Renovables I, II y III por 180 MW de ARN Tech Partner S.A., vinculada a EPEC de Córdoba, integrando generación y almacenamiento.
Asimismo, el proyecto PS Tocota III obtuvo 46 MW en el llamado adjudicado en 2026 correspondiente al último trimestre de 2025, incluyendo la adecuación de infraestructura de transmisión y la incorporación de un sistema BESS. Estos antecedentes muestran que el almacenamiento ya compite activamente dentro del MATER y no se limita a esquemas aislados.
El contexto internacional refuerza esta dinámica. Según IRENA, los precios de almacenamiento cayeron 89% entre 2010 y 2023. El Costo Nivelado de Almacenamiento se ubica actualmente entre 140 y 300 USD/MWh, de acuerdo con la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía. En 2025, el costo promedio global de las celdas de ion-litio alcanzó los USD 74/kWh y los paquetes de baterías USD 34/kWh, totalizando USD 108/kWh, una reducción del 85% desde 2014.
Con una licitación adjudicada, una nueva convocatoria en preparación, un marco regulatorio específico, proyectos híbridos en expansión y una tendencia sostenida de reducción de costos, el almacenamiento se consolida como uno de los vectores estratégicos del sistema eléctrico argentino.
En este escenario, FES Argentina · Renewables & Storage volverá a reunir a las empresas más relevantes del sector, autoridades gubernamentales y actores financieros en un ámbito donde se intercambian definiciones clave y se fortalecen relaciones comerciales que impactan directamente en el desarrollo de la transición energética.
La licitación EDES-LPI-01-2024 dejó un dato estructural para el mercado eléctrico dominicano: 1027,10 MW repartidos en 12 proyectos renovables con almacenamiento se presentaron pero no cumplieron los requisitos para participar.
De todos modos, aún siguen en competencia un volumen de propuestas que totalizan 1655 MWp habilitados para una convocatoria que busca contratar 600 MW de capacidad, configurando uno de los procesos más competitivos del país en generación solar con integración de BESS.
Entre los desarrollos que quedaron fuera se encuentran Las Parras Energy (248,40 MW), el proyecto de mayor potencia dentro del bloque no seleccionado, seguido por Pimentel Energy (119,60 MW) y Montecristi Solar Fase II (105,60 MW). También integran el listado Parque Fotovoltaico Caribe Farms Solar I (95,00 MW) y Helios Solar Park (92,40 MW), todos ellos de escala utility y con integración de almacenamiento.
La nómina continúa con Instalación Fotovoltaica Redsolar Energy Green (79,60 MW), PSF Hatored Energy Green (66,80 MW) y Guayubín Solar III (61,90 MW), mientras que completan el conjunto Parque Solar Matafongo (50,00 MW), Guayubín Solar IV (44,70 MW), Guayubín Solar I (44,70 MW) y Parque Fotovoltaico Jambolán Solar (18,40 MW).
La magnitud de la diferencia no es menor, ya que si se comparan los 600 MW convocados frente a los más de 1027 MW excluidos y los 1655 MW habilitados, el resultado muestra que la sobreoferta total prácticamente cuadriplicó la potencia requerida por las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDES).
El listado de iniciativas no seleccionadas confirma además una concentración tecnológica en proyectos solares fotovoltaicos integrados con sistemas BESS, reflejando que el almacenamiento ya es un estándar competitivo y no un complemento opcional.
Este escenario expone dos variables simultáneas: por un lado, la madurez técnica y financiera del sector renovable dominicano, capaz de estructurar más de 2,6 GWp en propuestas híbridas. Por otro lado, una presión competitiva creciente que obligará a los desarrolladores no adjudicados a redefinir estrategias comerciales, ajustar estructuras de costos o explorar contratos bilaterales fuera del esquema licitatorio.
Como consecuencia, el desafío hacia adelante será cómo integrar ese interés inversor en próximas convocatorias que puedan canalizar esta sobreoferta y evitar que proyectos estructurados queden en pausa prolongada.
¿Cómo continúa el proceso?
Tras la instancia inicial, el procedimiento entra ahora en una etapa determinante: la evaluación cualitativa de las propuestas. Durante dicha fase se revisarán en detalle la arquitectura tecnológica de cada proyecto, el esquema de integración de los sistemas BESS, la factibilidad de conexión al sistema eléctrico y el cumplimiento integral de los requisitos regulatorios establecidos en el pliego.
Una vez completado ese análisis técnico, el calendario prevé que la apertura de las ofertas económicas tenga lugar el 7 de abril, momento a partir del cual comenzará la revisión financiera y, eventualmente, el mecanismo de subasta correspondiente.
Durante abril se desarrollará la evaluación económica y, según el cronograma oficial, la publicación de los resultados está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, mientras que la firma de los contratos se proyecta para el 22 de mayo, lo que marcará el cierre formal de la licitación.
La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) puso en consulta el proyecto de resolución que definió el procedimiento aplicable para asignar capacidad de transporte a proyectos con obligaciones con el sistema o con trámites ambientales cumplidos. La iniciativa reglamentó la Resolución CREG 101 094 de 2025 y estableció ventanas de radicación, plazos estrictos y una evaluación eléctrica con horizonte de diez años.
El nuevo esquema impacta directamente a los proyectos adjudicados en las subastas de Cargo por Confiabilidad, particularmente de cara a 2029–2030, años en los que la demanda proyectada y la incertidumbre sobre el cumplimiento de FPO exigieron mayor coordinación entre generación y red.
Para Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE ENERGY, el procedimiento “busca resolver la ineficiencia y lentitud en la asignación de capacidad de transporte para proyectos de generación de energía”.
Además, sostuvo que se pretendió “dar claridad y certeza sobre los criterios técnicos en la evaluación y que no sean evaluaciones subrepticias sino transparentes”.
Uno de los puntos centrales fue si el nuevo modelo garantizó que los proyectos adjudicados pudieran conectarse oportunamente y cumplir sus obligaciones de energía firme. Al respecto, el directivo afirmó que mejora las probabilidades. Explicó que el esquema “establece ventanas, plazos y criterios claros para la radicación, evaluación y asignación de capacidad, priorizando a los proyectos con obligaciones adquiridas”.
Sin embargo, introdujo una advertencia clave: “la asignación está condicionada a la viabilidad técnica y a la ejecución de obras necesarias para eliminar restricciones en la red”. En efecto, el borrador contempló un proceso iterativo que incluyó revisión de información básica y complementaria, emisión de comentarios técnicos y eventual aprobación o negación del concepto de conexión, con un plazo máximo de cinco meses desde la radicación formal .
El concepto de conexión solo fue aprobado si la obra propuesta eliminó las restricciones identificadas y no generó nuevas afectaciones en el Sistema Interconectado Nacional. Incluso, la FPO del proyecto quedó supeditada a la entrada en operación de la infraestructura asociada, exigiendo que la subestación de conexión operara al menos tres meses antes que la planta .
Este diseño reconoció explícitamente la posibilidad de negar la capacidad de transporte. Frente a ese escenario, Suárez Lozano afirmó que este escenario es posible, pero que es muy baja su probabilidad de ocurrencia. La negativa procedió si la evaluación técnica concluyó que la obra no eliminó las restricciones o generó nuevas limitaciones en la red .
Desde la perspectiva financiera, el nuevo marco introdujo un elemento de certidumbre regulatoria. Según el abogado de OGE ENERGY, “la existencia de procedimientos y criterios claros puede dar mayor certeza a los financiadores sobre los pasos y requisitos para obtener la capacidad de transporte, lo que es positivo para el cierre financiero”. Para banca estructuradora y fondos de infraestructura, la definición de hitos concretos redujo el riesgo regulatorio, aunque mantuvo el riesgo técnico vinculado a obras de expansión.
Coordinación con subastas y riesgos hacia 2029–2030
El contexto del borrador respondió a la necesidad de agilizar la asignación de capacidad en un escenario donde la UPME advirtió presiones de demanda hacia 2029 y 2030 . En ese marco, la coordinación entre subastas y red adquirió relevancia estratégica.
Suárez Lozano consideró que “sería recomendable una mayor coordinación” entre el calendario de subastas y la disponibilidad real de capacidad de transporte. Una articulación más estrecha permitió “reducir el riesgo de adjudicar obligaciones a proyectos que no podrán conectarse a tiempo”, así como “optimizar la planificación de obras de expansión y refuerzo de la red”.
Asimismo, advirtió que esta coordinación ayudó a “evitar riesgos sistémicos de incumplimiento en los años críticos (2029-2030)”. La señal fue clara: la expansión de generación debió avanzar en paralelo con la expansión de transmisión y distribución.
El borrador también introdujo validaciones individuales de restricciones, análisis sistémico conjunto de proyectos viables y posibilidad de unificar obras cuando compartieran limitaciones comunes . Con ello, el regulador buscó reforzar la transparencia técnica y evitar discrecionalidad en la asignación.
En síntesis, el nuevo procedimiento no eliminaría el riesgo de conexión, pero lo ordenaría bajo reglas explícitas. Prioriza proyectos con obligaciones, establece plazos definidos y condiciona la capacidad a soluciones técnicas verificables. De cara a la segunda mitad de la década, la discusión dejó de ser solo cuánta generación se adjudica y pasó a centrarse en cuánta de esa capacidad podrá conectarse oportunamente sin comprometer la seguridad del sistema.
Enel lanzó su Plan Estratégico 2026-2028 con una inversión bruta total de 53000 millones de euros, lo que representa 10.000 millones adicionales respecto al programa anterior, con una clara priorización del negocio renovable y de las redes en mercados con mayor dinamismo en demanda eléctrica.
Dentro de ese total, el grupo destinará más de 26000 millones de euros al negocio integrado, de los cuales alrededor de 20.000 millones estarán orientados a renovables, incrementando en aproximadamente 8.000 millones de euros la asignación frente al plan previo.
Entre 2026 y 2028, la compañía prevé incorporar aproximadamente 15 GW de nueva capacidad renovable, distribuidos en 9 GW de proyectos greenfield y 6 GW brownfield. Con esta expansión, la capacidad instalada total pasará de 68 GW estimados a finales de 2025 a más de 80 GW en 2028, consolidando una expansión orgánica en mercados estratégicos.
Más del 75% de la nueva capacidad estará compuesta por tecnologías eólicas y soluciones programables, incluyendo un rol relevante para sistemas de almacenamiento, “clave para mejorar la gestionabilidad del portafolio y acompañar la integración de generación variable”.
En términos geográficos, aproximadamente el 50% de la inversión en renovables se concentrará en Europa, mediante subastas reguladas, repotenciaciones e hibridaciones. El resto se asignará principalmente a Estados Unidos y otros países prioritarios, bajo contratos de largo plazo como los PPA, que garantizan previsibilidad de ingresos.
Este despliegue responde a un escenario de crecimiento estructural de la demanda eléctrica, impulsado por centros de datos, inteligencia artificial, automatización industrial, electrificación del transporte y recuperación manufacturera, con especial intensidad en Norteamérica.
Redes: 26000 millones para sostener la electrificación
El programa contempla además más de 26000 millones de euros en redes, reforzando la infraestructura para absorber nueva capacidad y sostener el crecimiento del consumo.
Del total previsto, alrededor del 55% se invertirá en Italia, más del 20% en Iberia y cerca del 25% en Latinoamérica, sujeto a previsibilidad regulatoria. Este esfuerzo permitirá que la Base de Activos Regulados (RAB) crezca desde aproximadamente 47.000 millones de euros en 2025 hasta 58.000 millones en 2028, un incremento del 22%.
La expansión de redes se posiciona como un habilitador central del crecimiento renovable, garantizando estabilidad operativa y mayor integración de almacenamiento.
La ejecución del programa se apoya en la solidez financiera alcanzada entre 2023 y 2025, período en el que el Grupo completó su plan de desinversión y redujo su deuda, situando el ratio Deuda Financiera Neta/EBITDA en 2,5x en 2025.
Durante el nuevo ciclo estratégico, el apalancamiento podrá incrementarse hasta aproximadamente 3,0x, nivel aún por debajo de la media sectorial, lo que permitirá liberar alrededor de 15.000 millones de euros adicionales para inversiones en geografías de mayor crecimiento.
Asimismo, más del 90% del EBITDA ordinario acumulado estimado en 74.000 millones de euros entre 2026 y 2028 provendrá de actividades reguladas o contratadas, incluyendo redes, generación bajo marcos regulatorios de largo plazo y contratos PPA con una duración media de ocho años, reforzando la estabilidad y previsibilidad del flujo de caja.
Ángelo Victorino Alfaro Lombardi juramentó el 24 de febrero como nuevo ministro de Energía y Minas del Perú y asume en reemplazo de Jorge Luis Montero Requena, a menos de dos meses de las elecciones presidenciales previstas para el 12 de abril, tras las cuales el presidente electo asumirá funciones en julio.
La designación se produce en un escenario político dinámico y con una agenda energética exigente, dado que con menos de medio año por delante para la actual administración, la conducción del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) deberá avanzar en definiciones técnicas que impactan directamente en inversiones de largo plazo y en la expansión del sistema eléctrico.
Alfaro Lombardi cuenta con más de 40 años de experiencia en el sector energético, especializado en planeamiento, gerencia y dirección de empresas vinculadas a generación, distribución y comercialización eléctrica. Su recorrido profesional incluye gestión de activos, reducción de pérdidas y ejecución de proyectos de inversión pública, áreas sensibles en un sistema que enfrenta crecimiento sostenido de la demanda.
Se desempeñó como gerente general de Electro Oriente S.A. en distintos períodos, empresa distribuidora con sede en Iquitos que opera en una de las zonas más complejas del país por su geografía y características del mercado.
Asimismo, figura en el registro de Osinergmin como supervisor habilitado en el rubro de electricidad, lo que refuerza su perfil técnico-regulatorio. Es ingeniero electricista por la Universidad Nacional del Centro del Perú y cuenta con estudios en Administración y Finanzas en ESAN y en la Pontificia Universidad Católica del Perú (Centrum), formación que combina capacidades técnicas con herramientas de gestión financiera.
En el plano político, no registra afiliación partidaria actual. Entre 2007 y 2017 estuvo afiliado al Partido Perú Posible. La información pública disponible sobre su trayectoria es limitada. En 2008 fue denunciado por el presunto delito de peculado en agravio de Electro Oriente S.A., durante su gestión como gerente general, antecedente que forma parte del registro público vinculado a su desempeño en la empresa estatal.
Su llegada ocurre en paralelo a la reconfiguración del Gabinete, donde DenisseMiralles asumió la Presidencia del Consejo de Ministros tras dejar el Ministerio de Economía y Finanzas, reemplazando a Ernesto Álvarez Miranda. Por lo que el recambio ministerial introduce una nueva etapa en la conducción económica y energética, en un contexto de alta sensibilidad para la inversión.
¿Cómo siguen otras áreas? Hasta el momento, el MINEM no ha anunciado quién ocupará el Viceministerio de Electricidad, posición estratégica para la implementación de las licitaciones y la planificación del sistema. El cargo registró cambios recientes, tras la salida de Francisco Mendoza De Luca y la posterior designación de Nilo Pereira Torres a inicios del corriente año.
El principal frente que deberá atender la nueva conducción del gabinete es la reglamentación pendiente de la Ley 32249, aprobada a inicios de 2025 con el objetivo de dinamizar las licitaciones de generación renovable. La norma establecía un plazo de 120 días para emitir los reglamentos correspondientes, pero a casi un año no existe definición oficial ni fechas concretas.
Durante la consulta pública, el borrador de los reglamentos recibió más de 1.000 comentarios, reflejo del alto interés del sector. A la fecha, solo dos de los tres reglamentos exigidos por la ley fueron prepublicados: el de licitaciones y el del operador independiente para sistemas aislados. Resta el correspondiente a servicios complementarios.
Uno de los puntos que analiza el mercado es el porcentaje de la demanda que será asignado a las licitaciones de largo plazo. Desde la industria sostienen que definir un volumen atractivo será determinante para captar el interés de inversionistas y garantizar competencia efectiva en las convocatorias.
La ausencia de mecanismos que establezcan con claridad la programación y condiciones de las próximas licitaciones podría mantener las barreras de acceso que hoy enfrentan desarrolladores que requieren contratos de largo plazo para estructurar financiamiento. En este escenario, la falta de definiciones regulatorias prolonga la cautela inversora.
“Tenemos 58 proyectos listos para avanzar. Son 12,5 GW y más de US$12000 millones que podrían empezar a movilizarse con una señal clara del Gobierno”, enfatizó el referente de la SPR.
Ese volumen representa una oportunidad estratégica frente al crecimiento sostenido del sistema eléctrico. El sistema interconectado peruano se expande a razón de 500 MW anuales, y hacia 2030 requerirá entre 2,5 y 3 GW adicionales de nueva capacidad. Para 2035, la necesidad podría ascender a entre 5 y 7 GW, convirtiendo a la cartera renovable en un pilar clave para garantizar seguridad de suministro.
RWE Renewables Iberia considera al almacenamiento energético como un eje central en su estrategia en España hacia 2030, con el objetivo de asegurar la disponibilidad de energía más allá de la intermitencia de las fuentes renovables.
“En el actual entorno, cada vez más dinámico, el almacenamiento juega un papel fundamental”, manifiesta el Managing Director, Robert Navarro, en diálogo con EnergíaEstratégica.
La compañía alemana ya desarrolla, construye y opera proyectos de baterías en Estados Unidos, Europa y Australia, y Navarro confirmó “Planeamos hacerlo también en España”, en línea con su estrategia global de respaldo a la generación limpia mediante tecnologías de respaldo y flexibilidad.
“El spread de precios del mercado en España es actualmente uno de los más altos de Europa, lo cual resulta muy atractivo a corto y medio plazo para las estrategias de arbitraje”, subrayó el ejecutivo.
No obstante, desde RWE son cautos respecto a la evolución futura de la rentabilidad. “Esta actividad se acabará canibalizando, a medida que los nuevos proyectos de almacenamiento entren en operación y se aplane la curva de precios”, advirtió Navarro. El análisis también se extiende a los mercados de ajuste, donde reconoce que podrían existir oportunidades, pero también un riesgo similar de saturación.
Ante este escenario, la compañía pone atención a otros factores que afectan la viabilidad de los proyectos. “La bajada de costes de las baterías que hemos observado últimamente es muy positiva, pero las incertidumbres que comentaba hacen que, en la práctica, sea difícil asegurar una rentabilidad suficiente para los proyectos sin ayudas o subvenciones”, afirmó Navarro.
Entre esas ayudas, menciona explícitamente al Plan de Recuperación y los Fondos FEDER, considerados cruciales para impulsar la inversión en el corto plazo. Precisamente, uno de los proyectos relevantes en los que RWE ya participa es el de almacenamiento con financiación FEDER en Cataluña, que contempla un sistema de batería de 28 MWh.
A más largo plazo, la compañía identifica una nueva línea de ingresos potencial: “Los mercados de capacidad pueden también suponer una buena oportunidad”, señala Navarro. Estas plataformas podrían ofrecer pagos por disponibilidad de potencia firme, facilitando la estabilidad del modelo de negocio de las baterías.
La estrategia de RWE en el país, definida para el período 2026–2030, no apunta a un crecimiento acelerado, sino inteligente. “Nos focalizaremos en proyectos que consideremos altamente atractivos y generadores de valor. No buscamos crecer mucho, sino crecer bien”, remarcó el directivo.
Actualmente, la compañía opera 493 MW de eólica terrestre y 249 MW de solar fotovoltaica, con participación minoritaria en una planta termosolar de 50 MW. A ello se suma un portafolio en desarrollo en distintas fases, incluyendo 86 MW en información pública y 6,2 MW con evaluación ambiental superada. También acaba de completar la repotenciación del parque eólico Muel, elevándolo a 19,8 MW.
Dentro del horizonte inmediato, RWE identifica una gran oportunidad en la repotenciación de parques eólicos antiguos, en un país donde más de 10 GW cumplirán 25 años.
“Esto supone un enorme potencial, con las consabidas ventajas de reducción de máquinas y aumento muy significativo de la producción”, destacó Navarro.
En cuanto al futuro tecnológico, el ejecutivo proyecta que “la eólica terrestre y la solar fotovoltaica seguirán siendo las grandes protagonistas, con total seguridad”.
Si bien reconoce que el PNIEC marca la hoja de ruta, considera que su “pleno cumplimiento a 2030 parece bastante complicado”.
Así, RWE combina prudencia financiera con ambición tecnológica, apostando por el almacenamiento como solución transversal y estratégica. La clave, según su visión, será avanzar con proyectos que combinen atractivo técnico, marco regulatorio adecuado y apoyo público, con el objetivo de construir un modelo resiliente y competitivo en el mediano y largo plazo.
BGH Eco Smart analizó que el mercado solar atraviesa una fase de consolidación caracterizada por valores más alineados a la realidad y definiciones empresariales de largo plazo.
El mercado solar global ha llegado a un punto de inflexión. Lo que se anticipaba a finales del año pasado es hoy una realidad: la era de los paneles solares a precios artificialmente bajos ha terminado. La decisión del gobierno de China de eliminar los reembolsos del IVA a las exportaciones y reducir la capacidad de producción excedente ya impacta en las listas de precios internacionales.
Sin embargo, para el mercado argentino, este escenario presenta una paradoja positiva: nunca fue tan estratégico invertir en generación distribuida como en este Q1. En un contexto donde la seguridad energética y el ahorro a largo plazo son prioridades, la volatilidad coyuntural del equipamiento específico pasa a un segundo plano frente a la escalada de las tarifas locales.
Hacia un mercado de valores reales
La corrección de precios, que ronda el 20% en este primer trimestre, responde a una necesaria estabilización de la industria global. Durante años, la sobreoferta y los subsidios cruzados mantuvieron los costos por debajo de niveles sostenibles, provocando cierres de fábricas y una competencia desleal que afectaba la cadena de suministro.
“Lo que estamos viendo no es una crisis, sino un retorno a la racionalidad de los costos. Estamos saliendo de una etapa de precios subsidiados para entrar en un mercado de valores reales, donde lo que prima es la calidad tecnológica y la sostenibilidad de los fabricantes a largo plazo”, explicó Diego Simondi, director ejecutivo BGH Eco Smart.
La oportunidad argentina: Tarifas energéticas vs. Inversión solar
Si bien el CAPEX de los proyectos solares ha experimentado un ajuste al alza debido a los costos internacionales del silicio y la plata, la ecuación en Argentina sigue siendo sumamente favorable. Este aumento ubica los niveles de Capex a niveles de 2024/2023. La normalización en las tarifas de energía eléctrica y la quita de subsidios locales han encarecido el costo operativo de las industrias a un ritmo mayor que el de la tecnología fotovoltaica.
“Hoy la energía representa el 30% o más de los costos operativos en muchas industrias locales. Aunque el panel solar suba un porcentaje por cuestiones exógenas como la política fiscal china, el repago de la inversión sigue siendo atractivo porque el costo de no generar tu propia energía es mucho más alto”, señaló Diego Simondi, director ejecutivo BGH Eco Smart.
Es importante destacar que este aumento del 20% en los módulos no se traslada linealmente al costo total de la obra. Su incidencia varía según la escala del proyecto:
Residencial: El panel representa entre un 25% y 30% del costo total. Por ello, el impacto en el presupuesto final es apenas del 5% al 6%, dado que otros componentes como inversores y mano de obra tienen mayor peso relativo.
Comercial: Con una incidencia de los módulos situada entre el 35% y 45%, el ajuste en el precio final de la instalación ronda el 8%.
Industrial: En grandes obras, donde el panel es el componente dominante representando entre el 50% y 60% del presupuesto, el impacto del aumento puede alcanzar el 11%.
Este contexto refuerza la estrategia de BGH Eco Smart, que no solo se enfoca en la provisión de equipos, sino en modelos de negocio integrales. Ya sea mediante obras llave en mano o venta de energía (PPA) para grandes usuarios, la compañía absorbe la complejidad del mercado para entregar certidumbre.
Calidad y Almacenamiento: El nuevo estándar
El ajuste global también actúa como un filtro de calidad. El fin de los subsidios en origen desplaza a los fabricantes ineficientes, dejando en el mercado a los líderes tecnológicos que garantizan que las inversiones realizadas durante este año tengan un respaldo técnico superior.
A esto se suma el rol estratégico del almacenamiento. Con la reducción de incentivos a la exportación de baterías de litio programada para comenzar en abril y avanzar escalonadamente hasta 2027, este primer trimestre de 2026 se presenta como una «ventana de oportunidad» para integrar sistemas BESS (Battery Energy Storage System) antes de nuevos reajustes en la cadena de suministros.
“Estamos viendo un interés creciente en soluciones híbridas. Ya no se trata solo de bajar la factura, sino de garantizar calidad de red y potencia firme ante las inestabilidades del sistema. Las empresas que deciden hoy, se aseguran tecnología de punta antes de que la curva de precios de almacenamiento acompañe la tendencia de los paneles”, agrega el ejecutivo de BGH Eco Smart.
Planificación: La herramienta contra la especulación
A pesar de los titulares, el mercado de generación distribuida en Argentina no se detiene. Sectores clave como el agro y la industria manufacturera en Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires continúan liderando la demanda.
La recomendación de BGH Eco Smart para el sector corporativo es clara: la planificación es la mejor defensa. Con la eliminación total de los reintegros chinos prevista para el cierre de este trimestre, las decisiones tomadas ahora permiten mitigar impactos, asegurar stock y fijar costos antes del próximo salto de precios.
Conclusión: La tecnología solar ha alcanzado una madurez tal que, incluso con estos ajustes, sigue siendo la fuente de energía más competitiva y rápida de desplegar. En BGH Eco Smart, el enfoque permanece en modelos flexibles que permitan a las empresas transformar este desafío global en una ventaja competitiva local.
El presidente de YPF, Horacio Marín, recorrió junto al gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, la Terminal de Punta Colorada, donde avanza la construcción de la playa de tanques del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una infraestructura estratégica que permitirá el almacenamiento y la exportación de crudo desde la costa atlántica rionegrina.
La Terminal Punta Colorada será el punto final del sistema de transporte de los 437 kilómetros del VMOS, que conectará Vaca Muerta con una instalación diseñada para operar buques VLCC, que por primera vez llegarán al país.
De la visita participaron además el vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, Lisandro Deleonardis, el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, el CEO del consorcio VMOS, Gustavo Chaab, la intendenta de Sierra Grande, Roxana Fernández y autoridades de las empresas socias.
Durante la recorrida, Marín repasó el progreso del montaje de dos de los seis tanques de almacenamiento que conformarán el corazón operativo de la Terminal y afirmó “este es un paso decisivo para la nueva etapa exportadora que se abre en el país. El VMOS posicionará a la Argentina como un proveedor confiable y competitivo de shale en el mercado internacional”.
Por su parte, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck destacó que “esto es fruto de decisiones firmes, de estabilidad fiscal y de reglas claras. Defendimos el derecho de la provincia a exportar desde su golfo y generamos las condiciones para que YPF y sus socios inviertan con previsibilidad. Cuando hay conducción y rumbo, las inversiones llegan y se transforman en oportunidades reales para los rionegrinos”.
Las obras avanzan según el cronograma establecido, con progresos visibles tanto en las tareas de soldadura como en el armado de los techos geodésicos de aluminio, que son estructuras claves que garantizan resistencia en un entorno costero y eleva los estándares de seguridad operativa.
La construcción de cada tanque implica un proceso de alta complejidad. Cada unidad se compone de 198 placas de pared y 281 placas de piso, se utilizan alrededor de 1.500 toneladas de acero y se ejecutan más de un millón de pulgadas de soldadura. El montaje del techo, a su vez, requiere la colocación de cerca de 30.000 bulones.
Estas tareas permiten dar forma a estructuras de gran escala. Con 82 metros de diámetro, 35 metros de altura total y una capacidad de 120.000 metros cúbicos, equivalente al volumen de 50 piletas olímpicas y a la altura de un edificio de diez pisos. Cada tanque se posiciona entre las obras industriales más relevantes del país y de clase mundial.
Dividido en dos tramos, el oleoducto conectará la zona productiva de Neuquén con la costa atlántica de la provincia de Río Negro y la terminal de exportación. Prevé una puesta en marcha temprana para 2026, que habilitará la evacuación de 190.000 barriles diarios. En etapas siguientes, se transportarán hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar a 700 mil.
Vista, el mayor productor independiente de crudo de la Argentina, reportó un crecimiento histórico en su balance del cuarto trimestre de 2025. La compañía alcanzó una producción total de 135.414 barriles equivalentes por día (boe/d), cifra que representa un aumento interanual del 59%. Este desempeño operativo se apoyó principalmente en la extracción de petróleo, que registró 118.825 barriles diarios, un 61% más que en el mismo periodo de 2024.
Durante el ejercicio 2025, la empresa ejecutó un plan de inversión de US$1.331 millones, destinados a la perforación y puesta en marcha de 74 pozos de petróleo no convencional. Esta cifra forma parte de una estrategia de largo plazo en la que Vista ya destinó más de US$6.500 millones desde el inicio de sus operaciones en Vaca Muerta para acelerar su crecimiento en la cuenca neuquina.
La escala de producción y el foco en la eficiencia permitieron a la empresa liderada por Miguel Galuccio una mejora sensible en la estructura de costos de la firma. El lifting cost (costo de extracción) se ubicó en US$4,1 por boe durante el último trimestre, lo que significó una reducción del 8% respecto al trimestre anterior. En el promedio anual, el costo operativo fue de US$4,4 por boe, valor inferior a los US$4,6 registrados en 2024.
Ingresos casi un 50% supereriores
En el plano financiero, la compañía obtuvo ingresos totales por US$2.444 millones durante 2025, un incremento del 48% interanual. Este resultado encontró su explicación en el fuerte salto productivo y en la adquisición del 50% de la participación en el bloque La Amarga Chica en abril de ese año. El EBITDA ajustado anual escaló a US$1.596 millones, con un margen de rentabilidad del 65%.
El perfil exportador de la operadora fue uno de los pilares del balance anual. Vista despachó al mercado externo 22,2 millones de barriles de petróleo, volumen que representó un crecimiento del 109% frente a 2024. Estas ventas internacionales equivalieron al 61% del volumen total vendido por la empresa y generaron ingresos para la Argentina superiores a los US$1.400 millones.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy.
La solidez técnica de la empresa también mostró avances significativos en la certificación de recursos. Al 31 de diciembre de 2025, las reservas probadas totales alcanzaron los 588 MMboe, un salto del 57% comparado con los 375 MMboe informados al cierre del ciclo anterior. Este indicador ratifica el potencial de los activos que la operadora.
La utilidad neta de 2025 alcanzó los US$719 millones, superando los US$478 millones obtenidos en el ejercicio previo. Además, la firma reportó un free cash flow (flujo libre de caja) positivo de US$76 millones solo en el cuarto trimestre, consolidando una posición financiera robusta para afrontar sus próximos compromisos de inversión.
El reporte destacó progresos en la agenda de sustentabilidad y descarbonización. La compañía redujo la intensidad de sus emisiones de gases de efecto invernadero (alcance 1 y 2) en un 23% interanual. El indicador bajó de 8,8 a 6,8 kg $CO_2e/boe$, logrando compatibilizar el aumento exponencial de la producción con una menor huella ambiental en sus operaciones de Vaca Muerta.
Datos del último trimestre
En el desglose del último tramo del ejercicio, la compañía reportó una utilidad neta de US$86 millones entre octubre y diciembre. Si bien la cifra se ubicó por debajo de los US$94 millones registrados en el mismo periodo de 2024, el flujo libre de caja se mantuvo en terreno positivo con US$76 millones.
Este resultado trimestral consolidó un promedio de producción anual de 115.479 boe/d, lo que representó un incremento del 66% respecto al volumen total procesado durante el año previo.
La estrategia comercial de la operadora mostró una marcada aceleración hacia el cierre del período, con un enfoque cada vez más volcado al mercado internacional. Durante el cuarto trimestre, Vista exportó el 64% de sus volúmenes de ventas de crudo, superando el 61% promedio anual.
Este desempeño en las operaciones externas permitió maximizar los beneficios de la escala alcanzada en la Cuenca Neuquina y fortalecer la posición de la caja hacia el inicio del nuevo ciclo operativo, destacó la compañía en su mensaje al mercado.
Según Reuters, Arabia Saudita incrementaría su producción y exportación de crudo como contingencia en caso de que las rutas de suministro en Medio Oriente se vean interrumpidas por un conflicto entre Estados Unidos e Irán.
El presidente estadounidense afirmó que está considerando realizar operaciones en territorio iraní con el fin de reducir el programa nuclear de Teherán.
El junio pasado, el gobierno de Arabia Saudita levantó las exportaciones de crudo alrededor de 0.5 millones de bpd, en concordancia con las operaciones realizadas bajo orden de Donald Trump.
Aparentemente, el gobierno saudí planea tomar acciones similares a las del año 2025, aunque en caso de que las contingencias no sean necesarias, seguirá con la ruta anunciada en el informe de OPEP+ del año pasado, reduciendo la producción para mantenerse alineado con el resto de países que conforman dicha organización.
Irán, por su parte, confirmó tomar acciones militares en caso de ser atacado.
Por el momento, el Gobierno saudí no ha realizado declaraciones oficiales. Cabe destacar que el reino saudí es el productor más importante de la OPEP y en el pasado ya ha aumentado (y reducido, dependiendo de la necesidad) su producción en situaciones similares a las actuales.
El Índice de Producción Industrial (IPI) de FIEL registró en 2025 un retroceso de 0.8% respecto a 2024 encadenando tres años de caída. Así, la producción industrial de 2025 resultó un 12.9% inferior a la de 2011 cuando se tuvo el mayor registro de actividad de acuerdo al IPI de FIEL.
La industria en el último mes del año registró una caída de 4.2% en la comparación con diciembre de 2024. En el mes destacó la contracción interanual de la producción automotriz ‐que alcanzó 30.9% con un retroceso cercano al 60% en la fabricación de automóviles‐, junto con una nueva merma de los químicos y plásticos, rama al interior de la cual la producción de neumáticos acumulaba más de dos años de caída. En el otro extremo, la actividad de las industrias metálicas básicas ‐con avance en acero crudo y productos laminados‐, y la producción de minerales no metálicos tuvieron los mayores avances. En el cuarto trimestre de 2025 la industria tuvo una contracción (5.2%), acumulando dos trimestres en retroceso en la comparación con el mismo período del año anterior, mientras que en la medición desestacionalizada, con una caída del 1.2% respecto al tercer trimestre, se encadenan cuatro trimestres de recorte de la actividad.
Hasta el primer semestre, la actividad industrial llegó a acumular una mejora del 2.6% en la comparación interanual, en parte por un efecto de base en el año anterior ‐el cambio de régimen puesto en marcha a fines de 2023 impactó la actividad industrial en el primer semestre de 2024 cuando ésta llegó a acumular un retroceso de 11.8%‐ que permitió un rebote de la producción en los primeros seis meses de 2025. Así, hasta junio, varios sectores mostraban una recuperación en la comparación con el año anterior, con ramas como la de minerales no metálicos o la automotriz que llegaron a acumular mejoras del orden del 15%.
En el segundo semestre, con una base de comparación más desafiante, se sumaron turbulencias cambiarias y financieras junto con una mayor incertidumbre pre electoral, lo que derivó en un debilitamiento de la actividad. Desde julio, tuvieron fuertes retrocesos la producción de textiles, químicos y plásticos, en la metalmecánica y en la industria automotriz, en la que se combinó el cese de producción de modelos y la adecuación de líneas de producción con la caída de exportaciones, especialmente con destino a Brasil. A diciembre se encadenaban seis meses de contracción de la producción industrial de acuerdo al IPI de FIEL en la comparación con el año anterior.
En cuanto al desempeño de las ramas industriales en el año y en la comparación con 2024, de las diez que reporta FIEL, cuatro mostraron una mejora, otra igualó el nivel de producción de un año atrás, mientras que las restantes tuvieron una contracción más profunda que el promedio.
La mayor contracción acumulada en el año la registró la producción de químicos y plásticos (‐9.9%), seguida de la producción de papel y celulosa (‐3.6%), de la de automotores (‐3.3%), de despachos de cigarrillos (‐2.9%) y de la metalmecánica (‐2.7%). La producción de insumos textiles igualó (+0.2%) el nivel de actividad de 2024, mientras que las restantes ramas mostraron un avance comenzando por la producción de alimentos y bebidas que acumuló un crecimiento de 3%, seguida de la refinación de petróleo y de la producción de las industrias metálicas básicas que creció 3.2%, y de la de minerales no metálicos que se incrementó 6.5%, en cada caso en la comparación interanual. De lo anterior, destaca el avance por quinto año de la refinación de petróleo y por segundo de la producción de alimentos y bebidas, mientras que en el otro extremo resalta la caída por cuarto año de la producción de químicos y plásticos, por tercero en la metalmecánica y por segundo en la producción automotriz (véase Gráfico Nº 2).
En lo que respecta a la producción industrial por tipo de bien, en 2025 la actividad estuvo liderada por la de bienes de capital que acumularon una mejora de 4.3% en la comparación con 2024 a partir del aporte de la producción de material de transporte pesado y a pesar del deterioro en los últimos meses de la producción de maquinaria agrícola y el menor ritmo de crecimiento de la producción de utilitarios. Los bienes de consumo no durable alcanzaron un crecimiento de 2.3%, con un mayor aporte de la producción de alimentos, mientras que los despachos de cigarrillos cerraron el año con caída. La producción de bienes de uso intermedio retrocedió en 2025 2.1%, encadenando cuatro años de contracción, con mejoras en refinación de petróleo, producción de acero y de minerales no metálicos que no alcanzaron a compensar la caída de químicos y plásticos y de papel y celulosa. Finalmente, con un recorte de 6.1% en el año, los bienes de consumo durable cierran el ranking afectados por el retroceso en la producción de automóviles y durables para el hogar, encadenando tres años de caída tras el rebote que siguió a la pandemia (véase Gráfico Nº 3).
La industria en enero 2026
En enero de 2026, de acuerdo a información preliminar la producción industrial registró un retroceso interanual de 3.6%, encadenando siete meses de caída en la comparación con el año anterior. En el mes volvió a mostrar una profunda contracción la industria automotriz ‐actividad que enfrenta un escenario desafiante‐, al tiempo que la producción de alimentos y bebidas continúa exhibiendo mejoras en la comparación interanual, del mismo modo que lo hace la refinación de petróleo. Adicionalmente, en enero se moderó la caída de la producción de químicos y plásticos, aunque desde el mes próximo se anticipa el impacto en el nivel de actividad del cierre de una de las principales fábricas de neumáticos. Así mismo, la producción automotriz se verá afectada por la realización de nuevas paradas en terminales durante la segunda quincena de febrero.
Con todo, en el primer mes del año el mayor crecimiento en la comparación interanual lo registró la producción de alimentos y bebidas con un avance de 4.7%, seguida de la refinación de petróleo que se elevó 1.6%. Las restantes ramas industriales relevadas por FIEL mostraron una caída de la producción en la comparación con enero del año pasado. Tuvieron un recorte de la actividad menos profundo que el promedio, los despachos de cigarrillos que se contrajeron 0.6%, seguidos de la producción de minerales no metálicos que retrocedieron 2.9% y de los insumos textiles que cayeron 3.0%, en cada caso en la comparación interanual. Con una caída de la actividad más profunda que el promedio se ubican las industrias metálicas básicas cuya producción registró una merma de 4%, seguidas de la producción de químicos y plásticos (‐5.2%), la de papel y celulosa (‐7.1%), la de la metalmecánica (‐12%) y de la industria automotriz (‐30.3%), en cada caso en la comparación con el mismo mes de 2025.
Al observar la actividad industrial desde la perspectiva de los tipos de bienes producidos se tiene que en el primer mes del año el aporte de los alimentos determina una mejora interanual del 4% en la producción de bienes de consumo no durable en comparación con enero de 2025. Por su parte, la mejora en el proceso de petróleo no compensa el retroceso registrado en minerales no metálicos, textiles, químicos y plásticos o papel y celulosa, determinando una caída de 3.5% en el mes en la producción de bienes de uso intermedio. En el caso de la producción de bienes de capital, esta se contrajo 15.5%, mientras que la de bienes de consumo durable lo hizo 21.3%, en ambos casos en la comparación con el mismo mes de 2025.
En términos desestacionalizados la actividad industrial registró en enero una mejora mensual del 2.1%, colocando el nivel de producción 3.7% por debajo del observado en febrero de 2025. En relación a lo anterior, merece mencionarse que, entre septiembre y noviembre pasados, la serie ajustada se coloca en mínimos, señalando potenciales puntos de giro para la fase contractiva de la industria iniciada en febrero de 2025. Al respecto, las señales que permiten anticipar una reversión de la fase cíclica de la industria son consistentes con una moderación en el ritmo de caída, aunque la difusión sectorial del retroceso de la producción se muestra elevada afectando al 65% de las actividades industriales en el trimestre noviembre enero. En los meses por venir se requiere la emergencia y consolidación de actividades que lideren la recuperación, para dar por finalizada la fase recesiva de la industria que inició en febrero de 2025.
El precio del petróleo marco un retroceso este miércoles (25/2) después que se conociera un aumento de las reservas de Estados Unidos del orden de los 16 millones de barriles en una sola semana.
El Brent cedió 12 centavos y cerró en 70,65 dólares por barril. El WTI bajó 26 centavos, hasta 65,37 dólares. La corrección fue acotada, pero marcó un quiebre respecto de las últimas ruedas, cuando ambos contratos habían alcanzado máximos desde fines de julio y comienzos de agosto.
El informe de la Administración de Información Energética (EIA en inglés) cambió el eje de la jornada. Los analistas consultados previamente esperaban una suba de 1,5 millones de barriles. El dato final fue más de diez veces superior. La acumulación coincidió con una menor tasa de utilización de refinerías y con mayores importaciones.
También llamó la atención el “ajuste” del balance semanal, que llegó a 2,7 millones de barriles diarios. Ese ítem refleja diferencias estadísticas entre oferta y demanda y suele introducir cautela en la lectura del número principal.
En otro contexto, un aumento de esta magnitud habría provocado una caída más pronunciada. Esta vez, el retroceso fue contenido por el frente geopolítico. Washington desplegó fuerzas en Medio Oriente para presionar a Irán en torno a su programa nuclear y de misiles. Un conflicto abierto podría afectar exportaciones desde Irán, el tercer productor dentro de la OPEP, y tensionar el flujo regional.
El presidente Donald Trump afirmó en su discurso ante el Congreso que no permitirá que Irán obtenga un arma nuclear. En paralelo, funcionarios estadounidenses tienen previsto reunirse en Ginebra con representantes iraníes para una nueva ronda de conversaciones. El canciller Abbas Araqchi señaló que un entendimiento es posible si se prioriza la vía diplomática.
Mientras tanto, la OPEP+ se prepara para definir su hoja de ruta. Fuentes con conocimiento de las discusiones indicaron que el grupo evalúa sumar 137.000 barriles diarios desde abril, tras una pausa de tres meses en los aumentos. Ocho productores clave se reunirán el 1 de marzo para tomar una decisión.
Arabia Saudita activó además un plan para incrementar producción y exportaciones en caso de que un eventual ataque contra Irán altere los flujos. El objetivo sería evitar un desbalance abrupto en el mercado en la antesala del pico de demanda estival del hemisferio norte.
A este cuadro se agrega la incertidumbre comercial. Estados Unidos puso en marcha un arancel global temporal de 10%, con la posibilidad de elevarlo al 15% para algunos países. El alcance concreto de la medida todavía no fue detallado.
Con este escenario, el mercado quedó atrapado entre un dato físico que muestra acumulación de crudo en Estados Unidos y un entorno político que mantiene latente el riesgo sobre la oferta. En el corto plazo, las reservas marcaron la dirección. Las próximas negociaciones con Irán y la decisión de la OPEP+ definirán si esa tendencia se consolida o se revierte.
El Senado de la Nación tratará este jueves a partir de las 11 el proyecto que modifica la Ley de Glaciares.
El Senado tratará este jueves a partir de las 11 el proyecto de reformas a la Ley de Glaciares que tiene como eje principal cederle a las provincias la potestad de definir cuáles son las zonas donde se puede desarrollar la actividad minera. En el gobierno sostienen que las modificaciones a la norma aprobada en 2010 destrabaría inversiones millonarias en proyectos mineros, sobre todo de cobre. Otro eje relevante del texto que se debatirá en la Cámara Alta refiere a la función hídrica de los glaciares y periglaciares de escombro.
Modificaciones a la ley: glaciares de escombros y el rol de las provincias
La norma actual protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce. Uno de los debates sobre la norma refiere a la definición de periglaciar, que los describe de manera laxa como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sus críticos sostienen que es muy amplia y terminó afectando el desarrollo de la actividad minera.
Las empresas afirman que definición poco concreta de glaciar y periglacial genera una prohibición casi generalizada para la actividad minera. Según el análisis del geólogo y consultor minero Favio Casarín, “existen glaciares de roca o de escombros, cuyo contenido de hielo es muy escaso y, por lo tanto, su aporte al sistema hídrico resulta irrelevante”.
El proyecto de modificación de la Ley 26.639 establece que el inventario sobre zonas periglaciares (Inventario Nacional de Glaciares – ING) seguirá bajo el paraguas del Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), que es el ente que tiene la autoridad fijada por la norma. Pero el proyecto que se tratará este jueves apela al artículo 124 de la Constitución Nacional (1994), que determina que el dominio originario sobre los recursos naturales es de las provincias.
Según el proyecto de ley, las provincias serán las encargadas de definir si un área determinada es una reserva estratégica de agua dulce y de aprobar o no los estudios de impacto ambiental presentados por las compañías a cargo de los proyectos mineros.
La actual Ley de Glaciares establece una prohibición absoluta por ubicación de los glaciares. El proyecto para modificar la norma establece una exigencia «relevante» y «comprobable» –según el texto- en el aporte hídrico a una cuenca para cada área declarada como glaciar y periglacial.
“Esto implicaría que, si un proyecto minero demuestra que no afectará significativamente la función hídrica de la zona, podría obtener factibilidad ambiental, incluso en áreas anteriormente vedadas”, subrayó Casarin.
El tratamiento en el Senado
Según fuentes del sector al tanto de las negociaciones en el Senado consultadas por EconoJournal, el proyecto que modifica la Ley de Glaciares tendría los votos necesarios para su aprobación. Otra fuente del Congreso consultada por este medio afirmó que el proyecto tendría entre 40 y 41 votos a su favor, cuando se necesitan al menos 37 para su aprobación.
De esta manera, el proyecto conseguiría la media sanción este 26 de febrero, anteúltimo día del período de sesiones extraordinarias que dictó el Poder Ejecutivo. Luego, en sesiones ordinarias se trataría en Diputados.
El proyecto para modificar la Ley de Glaciar tendría los votos necesarios para obtener la media sanción en el Congreso.
La Argentina tiene en carpeta varios proyectos de cobre de gran escala como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol (Vicuña), El Pachón, Altar en San Juan; Taca Taca en Salta; Mara (Minera Agua Rica – Alumbrera) en Catamarca; y San Jorge en Mendoza. También se ven afectados por el alcance de la ley actual proyectos de oro y plata, entre otros minerales.
En los hechos, el bloque de La Libertad Avanza (LLA) en el Senado, liderado por Patricia Bullrich, impulsó el tratamiento en el recinto del Proyecto de Ley de adecuación del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial (Ley 26.639 de 2010).
En el mismo pedido formal a la presidenta del Senado, Victoria Villarruel, para que se trate el proyecto, también participaron la senadora por Salta, Flavia Royón (del armado político del gobernador Gustavo Sáenz), la titular del bloque Despierta Chubut, Edith Terenzi, y los senadores Agustín Coto (LLA de Tierra del Fuego) y Martín Goerling (jefe del bloque del PRO en la Cámara Alta).
Fernando Monteverde, vicepresidente para Sudamérica de Siemens Energy.
Por Fernando Monteverde (*)
En un mundo que avanza a una velocidad sin precedentes, impulsado por la digitalización, la inteligencia artificial y la automatización industrial, existe un factor que hoy determina qué países pueden competir globalmente y cuáles corren el riesgo de quedar rezagados: la energía. Ya no es un insumo más dentro de la matriz productiva, sino la base sobre la que se construyen la productividad, la innovación y el crecimiento económico.
Sin embargo, hay un elemento clave que aún permanece fuera del centro del debate: la infraestructura eléctrica. Es que, sin redes modernas, confiables y resilientes, ninguna estrategia de desarrollo, por ambiciosa que sea, podrá convertirse en realidad.
La expansión de industrias basadas en datos, minería de nueva generación, manufactura avanzada y centros de procesamiento de IA exige un suministro eléctrico estable y continuo. Las empresas ya no necesitan solo energía: necesitan calidad, previsibilidad y eficiencia. Esto obliga al país a repensar no solo cómo genera la energía, sino, sobre todo, cómo la transporta y la gestiona.
La electrificación es hoy el camino más directo hacia sistemas energéticos de bajas emisiones. Pero para avanzar hacia ese futuro, Argentina debe contar con redes de transmisión capaces de integrar energías renovables, soportar nuevas cargas y acompañar el crecimiento productivo en todo el territorio, especialmente en las zonas donde se concentran sus mayores oportunidades.
La importancia de la red eléctrica para atraer capitales
El país cuenta con una combinación excepcional de recursos energéticos y naturales: gas como energía de transición, abundante viento patagónico, irradiación solar de clase mundial y reservas estratégicas de minerales críticos. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) constituye hoy un instrumento para atraer capital hacia sectores industriales, energéticos y mineros.
Pero existe un punto determinante: las inversiones no se concretarán si la red eléctrica no tiene la capacidad y la modernización necesarias para sostenerlas.
Muchas de las regiones con mayor potencial productivo están alejadas de los grandes centros urbanos, dependen de líneas que requieren ampliación y modernización, y necesitan infraestructura preparada para un crecimiento acelerado de la demanda.
En concreto, la red eléctrica es la infraestructura crítica que permite que todo lo demás funcione. Cuando se la moderniza, se reducen pérdidas, aumenta la eficiencia operativa, se mejora la estabilidad del suministro, se evitan interrupciones costosas y se optimizan los recursos del sistema.
La digitalización, sensores inteligentes, automatización, análisis predictivo, permite anticipar fallas, operar con mayor seguridad y dar confiabilidad al sistema energético, un requisito que hoy define decisiones de inversión en todos los sectores productivos.
El peso de la infraestructura eléctrica en un nuevo esquema de energía
Las turbinas de Siemens Energy operarán en 2030 con un 100% de hidrógeno verde.
Durante décadas, la energía siguió un camino unidireccional: del generador al consumidor. Ese esquema ya no existe. Hoy, industrias, pymes y nuevos actores tecnológicos pueden generar parte de su propia energía, gestionar su demanda e incluso inyectar excedentes a la red.
Este nuevo modelo, más flexible, más dinámico, más inteligente, solo es posible con redes preparadas para manejar flujos bidireccionales y operaciones más complejas sin comprometer la seguridad del suministro.
No hay una única solución tecnológica capaz de resolverlo todo. La transición energética es un proceso gradual que requiere equilibrio entre confiabilidad, asequibilidad y sostenibilidad. Las innovaciones tecnológicas avanzan hacia ese objetivo.
Las turbinas de Siemens Energy, por ejemplo, ya pueden operar con un 75% de hidrógeno verde y se están preparando para alcanzar el 100% antes de 2030, demostrando que la transición no implica un reemplazo inmediato, sino una transformación progresiva que mantiene la estabilidad del sistema.
Argentina tiene una oportunidad histórica para reposicionarse en la economía global y potenciar su desarrollo industrial. Pero esa oportunidad solo podrá materializarse si cuenta con una red de transmisión moderna, digital, robusta y confiable. Invertir en infraestructura energética no es una decisión técnica: es una decisión estratégica, con impacto en la competitividad, la atracción de inversiones, la generación de empleo y el desarrollo sostenible.
La Argentina tiene el potencial. La infraestructura energética es el puente que permitirá convertirlo en crecimiento real.
(*) Vicepresidente para Sudamérica de Siemens Energy.
La nueva edición del Vaca Muerta Insights presentará una agenda con protagonismo empresarial y político. El evento se realizará el próximo 17 de marzo desde las 8 AM en el Casino Magic, en la ciudad de Neuquén, y reunirá a los actores más influyentes del ecosistema energético.
Organizado por EconoJournal, La Mañana de Neuquén y Más Energía, el encuentro buscará profundizar en las decisiones estratégicas que marcarán el rumbo del shale argentino en un contexto de expansión productiva y nuevas exigencias financieras.
Vaca Muerta Insights contará con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, quien estará a cargo de la apertura y expondrá la visión de la provincia en una etapa signada por la ampliación de la infraestructura y la consolidación de Vaca Muerta como plataforma exportadora.
También formará parte de la agenda la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti. Será su primera participación en este evento en la provincia, en un momento en que el Gobierno nacional busca delinear señales regulatorias y macroeconómicas que acompañen la nueva fase de inversiones.
Vaca Muerta Insights: La mirada de los principales productores
Uno de los ejes centrales estará dado por el panel de CEOs de las principales operadoras con actividad en Vaca Muerta. Participarán:
Horacio Marín, de YPF
Ricardo Ferreiro, de Tecpetrol
Ana Simonato, de Chevron
José Biondi, de Vista Energy
Julián Escuder, de Pluspetrol
Sergio Megoni, de TotalEnergies
Horacio Turri, de Pampa Energía
Fausto Caretta, de Pan American Energy
El debate girará en torno al ritmo de inversión previsto para 2026, la eficiencia operativa, el precio internacional del petróleo y los desafíos de financiamiento en paralelo a la construcción de grandes obras de midstream y evacuación hacia el Atlántico.
Con el objetivo de brindar un panorama acabado del ecosistema energético, Vaca Muerta Insights incluirá también la visión de empresas clave en transporte y procesamiento:
Ricardo Hösel, de Oldelval
Oscar Sardi, de TGS
Estos paneles permitirán analizar el estado de avance de las ampliaciones de capacidad, así como los proyectos asociados a LNG y separación de líquidos (NGL’s), considerados estratégicos para la próxima etapa de crecimiento.
Economía, servicios e innovación
Vaca Muerta Insights hará foco en cada uno de los aspectos del sector energético.
El encuentro sumará además una mirada económica y técnica sobre el contexto macro y los desafíos estructurales del sector. Para ello, la agenda de Vaca Muerta Insights contará con la presencia de:
Nicolás Gadano, de Empiria Consultores
Juan Carlos Hallak
Jerónimo Bunge, de Clear Petroleum
Nicolás Cappellari, de Galileo
Pablo Fiscaletti, de QM
Christian Balatti, de Stefanini
Estos espacios pondrán el foco en la innovación tecnológica, la transformación digital, la evolución del supply chain y la necesidad de fortalecer el entramado de servicios para acompañar la expansión territorial de Vaca Muerta hacia el norte y el sur de la cuenca.
El Gobernador Alfredo Cornejo, junto al presidente de Genneia, Jorge Brito, y el director ejecutivo de la compañía, Bernardo Andrews, encabezaron la inauguración del Parque Solar Anchoris en Luján de Cuyo, una obra estratégica que reafirma el rumbo de Mendoza hacia una matriz energética más diversificada, sustentable y competitiva.
Estuvieron acompañados por la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema; el intendente de Luján de Cuyo, Esteban Allasino, y el accionista de Genneia Francisco Sersale.
Anchoris, proyectado por Emesa y materializado y ejecutado por Genneia, tuvo una inversión de USD 160 millones, con una capacidad instalada de 180 MW, destinados a abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Se trata del segundo desarrollo fotovoltaico de Genneia en la provincia y uno de los más relevantes de la región de Cuyo.
El gobernador de Mendoza puso en valor la inversión de U$S 160 millones, remarcó que este tipo de emprendimientos consolidan a Mendoza como referente en la transición energética y precisó que el parque aporta 180 megavatios de capacidad instalada, con 360.000 paneles bifaciales. Señaló que la infraestructura abastecerá a 125.000 hogares y evitará la emisión de 220.000 toneladas de CO2 por año, y contribuirá a que las industrias tradicionales y las que se proyectan desarrollar sean más sustentables.
Afirmó que con este tipo de iniciativas la provincia amplía tanto su matriz productiva como su matriz energética limpia, fortalece su posicionamiento entre las jurisdicciones con mayor número de parques solares privados del país y “reafirma nuestra vocación de tener un ambiente más sustentable, pero con proyectos sostenibles económicamente”. También remarcó que durante el pico de obra se generaron 350 empleos, en su mayoría ocupados por trabajadores mendocinos.
El mandatario enumeró los parques solares actualmente en operación en la provincia, entre ellos Malargüe I, con 90 megavatios; San Rafael I, con 180; Solar de los Andes en Santa Rosa, con 5, y El Quemado, en Las Heras, que proyecta 305 megavatios, de los cuales 200 ya están en funcionamiento. A esto le sumó el proyecto Pasip en San Martín, con 1,2 megavatios; Santa Rosa I y II, con 10,2; y Cooperote I, impulsado por la Federación de Cooperativas Eléctricas del Nuevo Cuyo, con 3 megavatios y proyección de ampliación. Asimismo, adelantó el avance del proyecto Sur Diamante, con 345 megavatios adicionales y puesta en marcha prevista para 2029.
Cornejo sostuvo que “la energía es vital para el desarrollo económico y que la energía limpia responde a una demanda social”, al tiempo que señaló que estos proyectos requieren continuidad política, técnica y estabilidad macroeconómica. Señaló que muchos de ellos fueron gestados en su primer mandato a través de Emesa y equipos técnicos especializados, y afirmó que “todos estos proyectos requieren continuidad política”, tanto en la administración provincial como en el rumbo macroeconómico nacional.
En ese sentido, defendió la estrategia de diversificación productiva de la provincia frente a la caída del petróleo convencional, el impulso a la exploración no convencional, el desarrollo de la minería con respaldo legislativo y la consolidación de la marca Mendoza en torno al vino, la gastronomía y el turismo. Consideró que “estos avances comenzaron a mostrar resultados en la última década, aunque advirtió que su impacto pleno dependerá de la estabilidad macro que sostengan los gobiernos nacionales presentes y futuros”.
Finalmente, aseguró que con los proyectos en ejecución y los que están en cartera la provincia superará este año los 700 megavatios comprometidos, y en total sumarán más de 1.000 en los próximos años de planificación, lo que permitirá consolidar a Mendoza como referente nacional en energía solar, especialmente en parques de inversión privada.
Ya está en funcionamiento el Parque Solar Anchoris en Luján de Cuyo. Este proyecto va a abastecer a más de 125.000 hogares. Es una inversión de 160 millones de dólares realizada por la empresa Genneia, que durante su construcción generó más de 350 puestos de trabajo, en su… pic.twitter.com/m7hmdu2TIC
El Parque Solar Anchoris está equipado con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, diseñados para maximizar la eficiencia energética. Se estima que producirá anualmente 497.000 MWh de energía renovable, equivalente al consumo de aproximadamente 125.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono por año.
Durante su construcción, el proyecto empleó a más de 350 personas en su pico máximo de actividad, contribuyendo a la generación de trabajo local y al fortalecimiento de capacidades técnicas vinculadas a la industria de las energías renovables.
En el marco de la inauguración del Parque Solar Anchoris, proyecto desarrollado por Emesa y materializado por Genneia, que incorpora 180 MW de potencia al sistema eléctrico provincial, la ministra Jimena Latorre destacó los avances estructurales que Mendoza viene consolidando en materia de energías renovables y subrayó el crecimiento sostenido de los desarrollos fotovoltaicos en el territorio.
La provincia cuenta actualmente con múltiples parques solares en operación y otros en distintas etapas de ejecución y planificación, que fortalecen una matriz energética cada vez más diversificada, competitiva y alineada con la transición hacia fuentes limpias.
Actualmente se encuentran en operación los parques Malargüe I (Malargüe), desarrollado por Genneia, con 90 MW y en funcionamiento desde inicios de 2025; San Rafael I (San Rafael) con 180 MW; Solar de los Andes (Santa Rosa) con 5 MW; El Quemado (Las Heras) con 305 MW (con 200 MW en operación y 105 MW que entrarían en operación en los próximos meses); PS Pasip (San Martín) con 1,2 MW; Santa Rosa I y II (Santa Rosa) con 10,2 MW; y Coperote I, impulsado por la Federación de Cooperativas Eléctricas Nuevo Cuyo, con 3 MW y proyección a escalar a 5 MW.
En paralelo, avanzan proyectos estratégicos que ampliarán la capacidad instalada y consolidarán nuevas incorporaciones al sistema. Además de la entrada en operación de los 105 MW restantes de El Quemado, está proyectado el Parque Solar Mendoza Sur (Diamante), de Genneia, que incorporará 345 MW adicionales, con puesta en marcha prevista para 2029.
Con estos desarrollos en ejecución y en cartera, Mendoza proyecta alcanzar este año 700 MW solares instalados, con más de 1.000 MW adicionales en distintas etapas de planificación, consolidándose como referente nacional en transición energética y como un polo estratégico para el abastecimiento de energía limpia destinada a la industria, la minería y el crecimiento productivo provincial.
El Gobierno de Río Negro fortaleció su política de desarrollo energético con control ambiental efectivo tras una fiscalización integral en el Parque Eólico Pomona, una de las infraestructuras clave de la nueva etapa productiva provincial. La inspección confirmó que la generación de energía renovable se realiza bajo estándares ambientales exigentes, con correcta gestión de residuos especiales.
La fiscalización fue realizada por inspectores de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático junto a personal de la empresa Genneia Vientos del Sudoeste SA, en el marco del proceso de reinscripción como generador de residuos especiales en la provincia. El complejo, ubicado a 10 kilómetros de la localidad de Pomona, cuenta con 29 aerogeneradores operativos que aportan energía limpia al sistema interconectado nacional desde territorio rionegrino.
Durante la recorrida se constató orden, limpieza y almacenamiento adecuado de residuos derivados del mantenimiento técnico —aceites, filtros y líquidos refrigerantes— en un recinto que cumple con las exigencias normativas. También se verificó la trazabilidad de los residuos hasta su disposición final, asegurando prevención ambiental y control estatal real.
Este resultado no es un hecho aislado, sino parte del rumbo provincial que impulsa energía, inversión y empleo con reglas claras. Río Negro consolida así una matriz productiva moderna, donde el crecimiento económico se combina con protección ambiental, garantizando que el desarrollo energético se traduzca en beneficios concretos para los rionegrinos.
El gobernador Alberto Weretilneck viene sosteniendo que la Provincia debe liderar su propio proceso de transformación productiva, defendiendo los recursos locales y asegurando que cada inversión energética se realice con control público y estándares ambientales estrictos.
Con la apertura del gobernador Alberto Weretilneck, la Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro realizó en Cipolletti un nuevo encuentro con 120 empresarios para facilitar la vinculación con la Academia de Proveedores de YPF, en el marco de los grandes proyectos de exportación de hidrocarburos en marcha.
La actividad se desarrolló en la sede de la Secretaría y tuvo como objetivo acercar a las pymes y prestadores de servicios locales a las herramientas de formación y vinculación que impulsa YPF, orientadas a mejorar productividad, competitividad y calidad del ecosistema proveedor.
Durante el encuentro, se compartieron lineamientos para que empresas rionegrinas puedan comprender procesos básicos de YPF, el circuito de compras y la gestión de proveedores, además de oportunidades de capacitación con masterclasses y programas de formación.
Weretilneck mostró un mapa con todos los proyectos energéticos de exportación y repasó el escenario de esas inversiones, además de destacar el rol de la Provincia para generar las condiciones que permitan que los proyectos se concreten. En ese marco, señaló que Río Negro fue la primera provincia en adherir al RIGI, y vinculó ese paso con el avance de inversiones asociadas a los proyectos energéticos.
El gobernador también sostuvo que el crecimiento de estos desarrollos exige más producción: “Para llenar todo esto, hay que producir al menos el doble”, indicó, y subrayó la importancia de que las empresas locales se preparen para ampliar su participación en los servicios que demandará la industria.
En su exposición, el mandatario destacó el corrimiento del no convencional hacia territorio rionegrino y mencionó el desempeño de pozos en marcha: “Hoy ya tenemos pozos que están desarrollándose bajo nuestro suelo con rendimientos espectaculares”, afirmó, al describir el potencial que se abre para la Provincia.
Como reflexión política, Weretilneck planteó que los recursos naturales requieren conducción para transformarse en desarrollo: “Cuando uno habla de gas, de petróleo y de minería estamos hablando de la roca. Para que esa roca se transforme en un recurso energético, se necesita decisión política”.
En esa línea, remarcó que el crecimiento sostenido necesita licencia social, construida con beneficios concretos: “Que todos sintamos que todos estos proyectos nos sirven y nos cambian las condiciones de vida. Ustedes, para que sus empresas crezcan, y para que los ciudadanos de Río Negro que sientan que esto les beneficia en su metro cuadrado”, expresó.
Finalmente, agradeció el trabajo del equipo de la Secretaría de Energía y Ambiente y llamó a sostener la articulación entre el Estado, las empresas y los actores de la industria para que las oportunidades se traduzcan en más empleo y desarrollo local.
El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa declaró el estado de alerta y movilización este martes 24 de febrero, luego de una asamblea masiva realizada en los almacenes de YPF ubicados en el sector Desfiladero Bayo, en Rincón de los Sauces. En la reunión participaron aproximadamente 4.000 trabajadores, quienes respaldaron por unanimidad a la conducción sindical para tomar medidas frente a la amenaza de despidos.
El encuentro fue encabezado por el secretario general Marcelo Rucci y miembros de la comisión directiva. Según lo expuesto durante la asamblea, YPF evalúa una reducción de entre 50% y 60% en la plantilla de trabajadores de los yacimientos convencionales de la región, en el marco de la reversión de áreas a la provincia y bajo el argumento de falta de rentabilidad.
— Sindicato de Petroleros Privados (@sindpetroleros) January 24, 2026
Rucci advirtió que el sindicato no aceptará despidos compulsivos y subrayó que esta posible disminución de personal tendría un impacto social y económico significativo para Rincón de los Sauces. “La situación no afectaría únicamente a los trabajadores petroleros, sino también al conjunto de la economía local”, afirmó el dirigente.
El secretario general explicó que el sindicato no se opone a retiros voluntarios para quienes estén próximos a jubilarse o consideren esta opción conveniente, pero advirtió que cualquier intento de despido forzado provocará una respuesta gremial contundente. Además, manifestó que, en caso de agravarse el conflicto, las medidas podrían ampliarse a otros sectores del sector hidrocarburífero en la cuenca neuquina.
Por su parte, el secretario general adjunto Ernesto Inal calificó el panorama como complejo y enfatizó la necesidad de la unidad entre los trabajadores. Recordó antecedentes similares en otras provincias productoras de hidrocarburos y resaltó la importancia de mantener la organización sindical para enfrentar la situación actual.
Desde la conducción del sindicato aseguraron que continuarán en estado de alerta y movilización mientras se definan las decisiones sobre el futuro de los yacimientos convencionales y los puestos de trabajo en Rincón de los Sauces.
Las exportaciones energéticas de Argentina podrían alcanzar un rango entre USD 13.500 millones y USD 14.000 millones en 2026, según estimaciones realizadas por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. Esta cifra representa un aumento frente a los USD 11.000 millones registrados en 2025, aunque el verdadero avance se espera para 2027.
Marín explicó que “el año que viene vamos a estar en torno a los 14.000 millones de dólares, pero el salto fuerte va a venir después”. La principal limitación para un crecimiento mayor en las exportaciones es la capacidad de evacuación de hidrocarburos, que aún restringe la salida pese al incremento sostenido en la producción de Vaca Muerta.
El avance de las exportaciones está directamente vinculado a la finalización del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una infraestructura clave que ampliará la salida de crudo hacia el Atlántico. Este proyecto ya superó el 50% de avance y se espera que esté terminado para fin de año.
“Hasta 2027 no puede haber un salto en las exportaciones porque Argentina no tiene poder de evacuación”, afirmó Marín, destacando que la ampliación de ductos y terminales será crucial para sostener el crecimiento proyectado en la Cuenca Neuquina.
Otro pilar de la estrategia exportadora de YPF es el proyecto Argentina LNG, que la compañía desarrolla junto a la italiana Eni y la firma árabe XRG. Este ambicioso plan de inversiones requiere cerca de USD 30.000 millones en cuatro años, divididos en USD 20.000 millones en infraestructura y más de USD 10.000 millones en pozos. La financiación será mayormente externa, mientras que YPF mantendrá una participación del 30%.
Tras la firma de los acuerdos definitivos, comenzará la construcción del que será “el gasoducto más grande que se va a hacer en Argentina”, una obra que demandará cuatro años para su finalización desde la aprobación final.
En una primera etapa, se planifica exportar 100.000 barriles diarios de petróleo como parte del plan integral para ampliar las ventas externas.
En términos laborales, Marín estimó que el proyecto Argentina LNG generará alrededor de 40.000 empleos directos e indirectos. En ese contexto, enfatizó la importancia de fortalecer la formación técnica y promover una cultura de seguridad para reducir riesgos operativos.
Durante la inauguración del Instituto Vaca Muerta, Marín destacó que la capacitación es fundamental para evitar accidentes: “No quiero trabajar en una industria donde haya accidentes”. Para ello, se implementará un equipo de perforación escuela con sistemas de transferencia de datos en tiempo real, permitiendo entrenar a los operarios con estándares similares a los que se aplican en campo.
Este modelo incluye certificaciones técnicas y un compromiso de las empresas para incorporar a quienes completen la formación. La última convocatoria del instituto recibió más de 10.000 inscripciones en tres días.
En el ámbito normativo, Marín valoró la reciente aprobación de la reforma laboral, aunque aclaró que la empresa aún evalúa su impacto específico. “Una reforma laboral siempre es buena” cuando actualiza los marcos regulatorios, indicó, y agregó: “Hay temas que son importantes para YPF, otros que ya los tenemos resueltos, pero es mejor que sea una cuestión regulatoria y no de relación con el sindicato”.
Esta posición se enmarca en un contexto donde el sector energético monitorea de cerca la evolución de los costos laborales y los esquemas de productividad en Vaca Muerta.
El Gobierno bonaerense aprobó el recálculo y la actualización de los cuadros tarifarios de las distribuidoras Edelap, EDEA, EDEN y EDES, así como de las áreas Río de la Plata, Atlántica, Norte y Sur, incorporando los nuevos precios mayoristas definidos por la Secretaría de Energía de la Nación y las modificaciones en el régimen de subsidios.
Los nuevos valores regirán para los consumos a partir del 1° de febrero y del 1° de marzo de 2026, según corresponda, de acuerdo a la resolución publicata este martes por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires.
Según replicó la agencia DIB, si se compara con las tarifas de enero, el costo del cargo fijo (haya o no consumo) para Edelap, por ejemplo, será desde marzo un 2,1% más alto que el actual. En el caso del cargo variable, el ajuste será mayor: en torno al 17%.
También el incremento repercutirá en distribuidoras como EDEA y por ende en cooperativas eléctricas del interior. En este caso, el cargo fijo subirá en marzo un 4,5%, mientras que el cargo variable un 12%.
En este contexto, se estima que un usuario residencial sin subsidios con un consumo medio pasará de pagar $46.100 a pagar $52.000. Mientras que un usuario con subsidios que pagaba $28.500 y ahora abonará $33.300 por su consumo energético.
Los cambios en las tarifas de luz
La medida incorpora los precios estacionales de la energía, potencia y transporte fijados por la Resolución SE N° 22/2026 en el marco de la Reprogramación Trimestral de Verano Definitiva del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), vigente entre el 1° de febrero y el 30 de abril de 2026. También contempla la actualización del recargo destinado al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE).
Asimismo, se adecuan los cuadros tarifarios al nuevo Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el Decreto Nacional N° 943/2025 y reglamentado por la Resolución SE N° 13/2026, que reemplaza el esquema de segmentación por niveles de ingresos y establece una categoría única de usuarios residenciales beneficiarios, con topes de consumo base de 300 kWh o 150 kWh mensuales según la época del año.
No obstante, ante la falta de implementación operativa del nuevo padrón del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), la Provincia no pudo aplicar retroactivamente el nuevo esquema entre el 16 y el 31 de enero de 2026. Por ello, se habilitó a las distribuidoras a recuperar las diferencias generadas en ese período mediante el Cargo Transición Tarifaria (CTT).
En ese marco, el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la provincia de Buenos Aires (OCEBA) efectuó el recálculo que establece que las tarifas deben reflejar los costos de adquisición, transporte y distribución de la energía.
A partir del 1° de marzo de 2026, además, se aplicará una actualización transitoria del Valor Agregado de Distribución (VAD), del Sobrecosto por Generación Local (SGL), del Agregado Tarifario (AT), del CTT y de las compensaciones a distribuidores del Fondo Provincial de Compensaciones Tarifarias, en el marco de la etapa de transición tarifaria vigente hasta la próxima revisión integral.
Houston será sede del encuentro “Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook”, una reunión exclusiva de altos ejecutivos, autoridades y referentes del sector hidrocarburífero argentino con actores clave de la inversión y los servicios petroleros de Texas. El objetivo será profundizar el diálogo estratégico sobre oportunidades de negocio y colaboración internacional en la formación no convencional de la Argentina.
El evento se llevará a cabo el martes 24 de marzo de 17:00 a 19:00 en The Westin Houston Downtown, en una reunión de carácter privado e invitación solo para ejecutivos y decisores clave.
La agenda de la jornada que organizan Proshale, Marval, EconoJournal, Trossero & Co, Horizon Engage y Vaca Muerta.ai tiene como fin promover un diálogo directo entre los dirigentes que lideran el desarrollo de Vaca Muerta en la Argentina y representantes de operadores, inversores y empresas de servicios del ecosistema energético de Texas y Estados Unidos. La dinámica del encuentro priorizará el networking de alto nivel sobre el potencial global de la cuenca.
Quiénes participarán: oradores y moderadores
En el encuentro estarán presentes Daniel González, viceministro de Energía y minería; Horacio Marín, CEO y presidente de YPF; Pablo Vera Pinto, Co-fundador y CFO de Vista Energy; Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; y Felipe Bayón, CEO de GeoPark Limited.
A su vez, la moderación de los paneles estará a cargo de Marcelo García, director para las Américas en Horizon Engage; Christian Cerne, CEO de Proshale; Francisco Macías, socio en el estudio Marval O’Farrell Mairal, especializado en temas de energía y legislación de inversiones; y Tyler Langford, CEO de Radius Energy.
El objetivo del encuentro en Houston: foco en oportunidades y expansión futura
El propósito será ofrecer una combinación de perspectivas públicas y privadas, tanto desde el punto de vista regulatorio como operacional y financiero, para presentar el estado actual y las proyecciones de Vaca Muerta ante una audiencia internacional.
La jornada apunta a conectar a organizaciones que aún no operan en la Argentina, incluidas operadoras independientes, firmas de servicios energéticos, fondos de inversión y actores financieros interesados en comprender el potencial de Vaca Muerta.
FES Argentina · Renewables & Storage transita su etapa decisiva con cupos limitados y las últimas entradas Early Bird disponibles a sólo una semana de su realización. El encuentro tendrá lugar el 4 y 5 de marzo en Buenos Aires, en un momento clave para la redefinición del mercado energético nacional.
El evento convocará a CEOs, directivos, reguladores y líderes empresariales en la capital argentina durante dos jornadas enfocadas exclusivamente en renovables y almacenamiento. La disponibilidad reducida de tickets anticipa una convocatoria de alto nivel, en línea con el perfil ejecutivo que caracteriza a Future Energy Summit (FES).
Visto que se espera una gran convocatoria de más de 500 asistentes, FES comunica que hoy y mañana, 25 y 26 de febrero, son los últimos días para adquirir entradas Early Bird.
Para quienes buscan una experiencia más completa, se encuentra disponible el acceso VIP, que incluye participación en todos los espacios de networking y el cocktail exclusivo para Partners & VIP.
Por ende, todos los interesados en obtener ingresos regulares o VIP con descuento, pueden reservar su plaza exclusivamente mediante la web oficial de Future Energy Summit.
Entre los partners confirmados se encuentran Sungrow, JA Solar, CATL, Jinko, Genneia, 360Energy, Goldwind, PCR, Gamechange Solar, Coral Energía, SECCO, Vestas, Singsun, LH Energy, Solar DQD, FMO, SolarCleano, Flexgen, Marsh, Arctech, Kehua Tech y BLC Power Generation.
A ellos se suman APSystems, YPF Luz, TotalEnergies, Coarco, GCL, Aluar, Meteocontrol, Compet, Helius Energy, Akribis y Runco, reflejando la diversidad tecnológica y financiera que hoy estructura el mercado argentino.
La tercera edición de FES en el país se desarrollará en medio de una profunda transformación estructural del sistema eléctrico argentino, ya que la Resolución SE N° 400/2025 consolida el Mercado a Término (MAT) como mecanismo central de abastecimiento y establece que los distribuidores del MEM deberán cubrir la mayor parte de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta de energía.
En paralelo, el segmento renovable mantiene su expansión. Argentina alcanzó los 7843 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista, sin contabilizar grandes hidroeléctricas, con fuerte protagonismo eólico y solar.
A su vez, el almacenamiento gana terreno como habilitador del nuevo esquema competitivo, impulsado por antecedentes como la licitación AlmaGBA, que adjudicó 713 MW en sistemas BESS, y a la espera del lanzamiento de la subasta AlmaSADI para alrededor de 600 – 700 MW de storage a nivel nacional.
En este contexto, FES Argentina · Renewables & Storage se posiciona como el espacio donde convergen regulación, inversión, financiamiento y desarrollo de proyectos. Por lo que la agenda combina visión institucional, estrategia empresarial y análisis técnico en un formato que prioriza el intercambio entre decisores a lo largo de toda la jornada.
Como en cada edición, el encuentro se distingue por paneles estratégicos y espacios continuos de networking en un entorno profesional, donde participan las empresas más relevantes del sector y funcionarios de primer nivel, generando un ámbito propicio para debatir tendencias y avanzar en modelos de negocio que impulsan la transición energética.
Con cupos limitados y la etapa promocional en su tramo final, la edición 2026 de Future Energy Summit en Argentina se prepara para congregar a cientos de representantes empresariales que definirán inversiones y alianzas estratégicas en una coyuntura clave para el país.
¡No deje pasar la oportunidad de asistir a FES Argentina y adquiera su entrada para el 4 y 5 de marzo!
Honduras amplió por tres meses la recepción de ofertas de la licitación internacional de 1500 MW, uno de los procesos de contratación de capacidad más relevantes de su historia reciente.
La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) confirmó que la segunda enmienda será publicada en marzo de 2026 y que el nuevo plazo vencerá en junio, respondiendo a la necesidad de recalibrar condiciones técnicas y contractuales en un contexto de transición institucional.
Según fuentes consultadas por Energía Estratégica que se reunieron con autoridades, el nuevo liderazgo sostuvo que “definitivamente tiene que hacer una reingeniería de las bases de la licitación, ya que las mismas no son tan actractivas tal como están actualmente”.
El mensaje es claro: sin ajustes, la convocatoria difícilmente alcance el nivel de competencia esperado. Más de diez empresas habían adquirido las bases en la etapa inicial, aunque desde el mercado se señalaba que el esquema requería mejoras para equilibrar riesgos y retornos en contratos de largo plazo.
La ampliación se da bajo la conducción del ingeniero Eduardo Oviedo, quien asumió como Secretario de Estado en el Despacho de Energía y Gerente General interino de la ENEE. La concentración temporal de funciones estratégicas y operativas coloca al nuevo liderazgo en el centro de las decisiones estructurales del sistema.
El proceso busca incorporar nueva capacidad con horizonte 2030, incluyendo generación renovable y soluciones de respaldo que fortalezcan la seguridad del suministro. La magnitud —1500 MW— equivale a una porción significativa de la demanda nacional y puede redefinir la composición futura de la matriz.
La revisión de los pliegos se inscribe en una hoja de ruta 2026-2030 que plantea metas ambiciosas: alcanzar 80% de participación renovable en 2027, reducir pérdidas técnicas y comerciales en 40% y duplicar capacidad instalada en tecnologías como solar, eólica y biomasa. Estos objetivos requieren financiamiento externo, previsibilidad regulatoria y solidez contractual.
El sistema eléctrico hondureño arrastra desafíos financieros e institucionales que condicionan el apetito inversor. En ese escenario, la extensión del plazo funciona como una señal de apertura para introducir ajustes antes del cierre definitivo.
La clave ahora será la profundidad de la reingeniería. Si las modificaciones logran fortalecer garantías, claridad regulatoria y condiciones económicas competitivas, el proceso puede convertirse en un punto de inflexión para el sector. De lo contrario, la prórroga solo postergará un resultado limitado.
Honduras no solo pone en juego 1500 MW de nueva capacidad. También somete a prueba la credibilidad de su nueva conducción energética y su capacidad para posicionarse como destino confiable de inversión en generación en Centroamérica.
El presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) San Juan, Lucas Estrada, afirma que el sistema eléctrico argentino atraviesa un cambio estructural que modifica la lógica de inversión y operación, producto de los nuevos lineamientos establecidos por la Resolución SE N°400/25.
“Argentina tiene un mercado de potencia que no existía hasta hace un año atrás. Y para todos los usuarios de la red, tener potencia disponible a través de baterías se volverá cada vez más atractivo”, sostuvo durante un streaming llevado a cabo en conjunto entre Energía Estratégica y Gonvarri Solar Steel.
Dentro de la nueva arquitectura del sistema, el almacenamiento recibe por primera vez un reconocimiento integral y los proyectos BESS centrales podrán actuar como demanda —cuando cargan— y como generación —cuando descargan—, percibiendo pagos en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo.
Además, se establece una remuneración específica por Potencia Puesta a Disposición (PPAD), que reconoce la potencia neta real disponible para descarga siempre que la instalación cuente con al menos cuatro horas validadas. Y en caso que la disponibilidad sea menor, el pago será proporcional; y si no alcanza una hora completa, será nulo.
Para el titular de EPSE, la incorporación formal del storage dentro del Mercado Eléctrico Mayorista no solo crea un nuevo segmento de negocios, sino que introduce herramientas para mejorar la eficiencia económica del sistema.
“Uno de los trabajos de las baterías, entre otros puntos, es tomar energía barata durante la madrugada e inyectarla en los picos de demanda para que los precios bajen y beneficien a los usuarios”, explicó.
En ese sentido, remarcó que el desarrollo de este nuevo entorno dependerá de reglas claras y la posibilidad de contar con un mercado horario, mercado del día después, lograr “instrumentos que tienen otros mercados maduros, por ejemplo, derechos de transmisión de potencia, más posibilidades de contractualizar”.
“Los mercados a término que tenemos son mensuales, pero tenemos que evolucionar hacia un mercado horario para que el negocio sea más importante y fluya, y también para que los precios bajen”, planteó Estrada, reforzando la necesidad de profundizar la modernización.
Cabe recordar que Resolución SE N°400/2025 redefine el abastecimiento eléctrico al reemplazar el modelo centralizado administrado por CAMMESA por uno basado en contratación directa y competencia entre tecnologías.
El nuevo texto otorga al Mercado a Término un papel operativo central. A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta y reduciendo la exposición a subsidios.
Y uno de los ejes centrales será la aplicación de señales de precios basadas en costos marginales horarios, que permitirán reflejar el verdadero valor de la energía en cada nodo del sistema. Para ello se establecerá un Factor de Spot Marginal Adaptado (FSA) como incentivo a un desarrollo equilibrado entre el mercado spot y el mercado a término.
Competencia entre solar y gas: el ejemplo de Texas
En ese marco, el presidente de EPSE señaló que la convivencia tecnológica es viable cuando existen señales de mercado consistentes.
“No hace falta más que mirar los mercados que tienen gas renovable, por ejemplo, el Texas en Estados Unidos, donde conviven y compiten plenamente proyectos térmicos con la energía solar fotovoltaica y eólica”, concluye.
De esta manera, la reforma del MEM no solo habilita un nuevo segmento vinculado a la potencia y el almacenamiento, sino que sienta las bases para una competencia más eficiente entre fuentes, con impacto directo en precios, financiamiento y expansión del sistema eléctrico argentino.
España activó dos reformas que redefinen el acceso a capacidad en un contexto de alta penetración renovable, creciente electrificación industrial y saturación estructural en distintos nudos de la red eléctrica.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sometió a audiencia pública hasta el 20 de marzo de 2026 la resolución RDC/DE/003/25 que desarrolla los permisos de acceso flexibles para demanda .
En paralelo, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) impulsó el Proyecto de Real Decreto que actualiza los requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad de las instalaciones conectadas a la red.
La señal es estructural: la capacidad deja de depender exclusivamente del refuerzo físico de infraestructuras y pasa a estar condicionada por la flexibilidad operativa y la robustez técnica del consumidor.
La CNMC define la capacidad de acceso flexible como aquella en la que no se garantiza el suministro todas las horas del año . En la práctica, implica que el consumidor acepta restricciones operativas a cambio de obtener potencia que, bajo criterios firmes tradicionales, resultaría inviable por congestión. Se abandona el paradigma de disponibilidad garantizada 8.760 horas y se introduce un esquema de suministro condicionado al comportamiento eléctrico.
Por lo que definió cuatro tipos de acceso flexible.
El tipo 0, el más inmediato de implementar, funciona mediante patrones horarios definidos por el gestor de red (desde las 0.00 horas hasta las 7:59 horas. Desde las 11:00 horas hasta las 17:59 horas). Estos deberán garantizar una expectativa mínima del 62,5% de horas anuales de consumo , y fuera de esos intervalos no podrá absorberse energía asociada a la capacidad flexible. Se exige control mediante autómatas programables o relés inteligentes, y la distribuidora podrá desconectar la instalación ante incumplimientos. Este esquema habilita potencia en nudos saturados sin necesidad de ampliaciones físicas, trasladando la gestión de congestión al perfil de consumo.
El tipo 1 introduce un mecanismo vinculado a contingencias N-1, permitiendo operación normal pero con desconexión remota ante fallos de red. La tensión del punto de conexión es superior a 36 kV. En caso de desconexión, la reposición del suministro se realizará cuando se puedan garantizar los criterios de seguridad de la red.
El tipo 2 aplica a todas las instalaciones de demanda incluidas las de almacenamiento en modo demanda, conectadas directamente a la red de distribución. La potencia asociada a la capacidad de acceso flexible de la instalación es superior a 1 MW. Cada instalación con permiso de acceso flexible tipo 2 tendrá las capacidades técnicas para poder recibir instrucciones del GRD cuando éste detecte
incumplimientos en los criterios de seguridad de la red y para poder ejecutar la reducción de potencia asociada a su permiso de acceso flexible.
El tipo 3 se dirige a consumidores conectados a la red de transporte, en el caso de instalaciones de demanda conectadas a infraestructuras de evacuación la gestión del permiso de acceso flexible se hará sobre la propia instalación de demanda, no en el punto
frontera con la red de transporte.La capacidad de acceso flexible de la instalación es superior a 1 MW. Además, quedan excluidos suministros esenciales y demandas que no puedan permanecer más de 24 horas sin red . La flexibilidad deja de ser un atributo voluntario y pasa a ser la herramienta regulatoria para desbloquear capacidad.
Cabe señalar que la implementación de los permisos flexibles tendrá un calendario progresivo: los permisos tipo 0 podrán solicitarse dentro de los seis meses desde la entrada en vigor de la resolución; los tipo 2 estarán habilitados a partir del 1 de enero de 2028; y hasta el 1 de enero de 2029 los tipo 3 en transporte solo podrán solicitarse cuando exista una posición dedicada exclusiva del consumidor. Asimismo, antes de 2028 los gestores de la red de distribución deberán contar con las herramientas de análisis y operación necesarias para ejecutar desconexiones preventivas o correctivas y remitir instrucciones en tiempo real conforme al POD1, consolidando la operativa de la flexibilidad en red.
En paralelo, el Proyecto de Real Decreto del MITECO redefine el marco técnico de conexión. Aplica a instalaciones de generación, demanda, almacenamiento y sistemas HVDC que no estuvieran conectados ni en servicio antes del 23 de febrero de 2026, así como a modificaciones sustanciales . El plazo para presentar alegaciones finaliza el 16 de marzo de 2026. Se trata de una actualización integral de los requisitos técnicos en un sistema que ya supera el 50% de generación renovable anual y se encamina a integrar volúmenes crecientes de almacenamiento y nueva demanda electrificada.
Uno de los ejes centrales es el establecimiento de un marco propio para el almacenamiento. El texto reconoce que estas instalaciones no fueron contempladas en la primera iteración de los códigos de red europeos y crea un anexo específico para módulos de almacenamiento . Se definen capacidades máximas de inyección e importación y umbrales de significatividad, consolidando reglas técnicas diferenciadas. El PNIEC prevé 22,5 GW de almacenamiento en operación en 2030 , volumen que exige criterios claros de integración y estabilidad. Además, las instalaciones con permisos ya otorgados podrán solicitar en siete meses una nueva evaluación para adaptarse a esquemas flexibles . El almacenamiento deja de ser una figura asimilada a generación y pasa a ocupar un rol estructural en la gestión de capacidad.
El Real Decreto también introduce requisitos reforzados de robustez técnica para la demanda . En determinadas zonas de la red, donde la capacidad está limitada por criterios dinámicos, el propio texto señala que no es posible habilitar nueva capacidad únicamente mediante refuerzos físicos, sino asegurando requisitos de comportamiento eléctrico adecuados .
Esto implica que nuevas industrias electrificadas y grandes consumidores, como proyectos de hidrógeno o centros de datos deberán garantizar estabilidad frente a huecos de tensión, cumplir requisitos estrictos de calidad de onda —armónicos, parpadeo (flicker) y desequilibrios de tensión— y evitar la introducción de oscilaciones adversas en el sistema. Asimismo, incorpora medidas derivadas del Real Decreto 997/2025, exigiendo estabilidad en la inyección de potencia, amortiguamiento de oscilaciones y respuesta adecuada frente a perturbaciones. La conexión deja de evaluarse solo por potencia instalada y pasa a medirse por desempeño eléctrico dinámico.
A su vez, la norma actualiza de forma integral los requisitos aplicables a los territorios no peninsulares, donde hasta ahora no se habían extendido plenamente las novedades de los códigos de red europeos. Con la creciente penetración de renovables y almacenamiento en sistemas insulares y aislados, se incorporan criterios de robustez y seguridad adaptados a su mayor sensibilidad operativa . Esto eleva el estándar técnico en islas y consolida la integración de almacenamiento y generación renovable bajo un marco regulatorio coherente y actualizado.
La norma incorpora obligaciones explícitas para evitar la introducción de oscilaciones adversas y reforzar la estabilidad del sistema . En un entorno dominado crecientemente por electrónica de potencia, la sensibilidad sistémica aumenta y el regulador eleva el estándar técnico de conexión. El consumidor pasa a formar parte activa del equilibrio eléctrico.
En materia de hibridación, el Real Decreto establece requisitos específicos para instalaciones que combinen generación y almacenamiento en un mismo punto de acceso . Se busca evitar interferencias en la respuesta del sistema ante perturbaciones y garantizar coordinación operativa. La hibridación deja de ser exclusivamente una herramienta de optimización comercial y pasa a estar sujeta a criterios técnicos estrictos.
La lectura conjunta de ambas reformas es contundente. España no solo busca integrar más renovables, sino optimizar el uso de la infraestructura existente mediante demanda activa y almacenamiento gestionable. La capacidad deja de ser un derecho automático asociado a la inversión y pasa a depender de flexibilidad certificada y robustez técnica demostrable. Para el sector energético, industrial y tecnológico, el mensaje es claro: el acceso a red entra en una nueva etapa donde el comportamiento eléctrico será tan determinante como la potencia instalada.
La Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) informó que seis empresas calificaron para presentar ofertas económicas en el concurso del Grupo 1 de proyectos del Plan de Transmisión Eléctrica 2025-2034, que demandará una inversión estimada de US$ 252 millones.
Los proyectos forman parte de un paquete de 18 iniciativas encargadas por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) a la Agencia, organizadas en cuatro grupos y valorizadas en más de US$ 900 millones en total, cuya adjudicación está prevista entre 2026 y 2027.
Las compañías habilitadas para la etapa final son: Celeo Redes, Cobra Instalaciones y Servicios, Engie Energía Perú, Alupar Perú, Concesiones Peru Holdings Transmision I y Pluz Energía Perú.
El Grupo 1 comprende cuatro proyectos del Plan de Transmisión 2025–2034 que beneficiarán a 1,6 millones de personas en Piura, Lambayeque, Junín y Ayacucho, reforzando la confiabilidad del sistema eléctrico y facilitando la integración de energías renovables. Se trata de:
Enlace 500 kV Miguel Grau – Pariñas y SE Pariñas 500/220 kV, ampliaciones y subestaciones asociadas: incrementará la confiabilidad en Talara/Pariñas y Tumbes, y ampliará la capacidad de evacuación de generación eólica RER en la zona de Pariñas.
Enlaces 220 kV Felam – Tierras Nuevas – Salitral (Proyecto ITC): mejorará la confiabilidad del sistema en 220 y 60 kV en Tierras Nuevas – Pampa Pañalá y Motupe – Olmos, bajo criterio N-1.
Nueva SE Palián 220/60 kV y enlaces asociados (Proyecto ITC): reforzará la transmisión en 220 kV en Huancayo (condición N-1) e incrementará la capacidad de suministro con un nuevo punto de inyección.
Enlace 220 kV Muyurina – Mollepata (Proyecto ITC): fortalecerá la confiabilidad del sistema en 220 kV en la región Ayacucho (condición N-1).
La adjudicación está prevista para mediados de mayo de 2026 y se otorgará al postor que ofrezca el menor costo total del servicio (menor tarifa), quien asumirá la obligación de diseñar, financiar, construir, operar y mantener los proyectos.
El desarrollo de estos proyectos contribuirá a fortalecer la confiabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), habilitar mayor integración de energías renovables y asegurar el abastecimiento eficiente de electricidad en zonas estratégicas del país.
Con este avance, PROINVERSIÓN continúa ejecutando el cronograma de adjudicaciones del sector eléctrico, consolidando un portafolio que dinamiza la inversión privada, genera empleo y refuerza la infraestructura energética necesaria para sostener el crecimiento económico del Perú.
Piedra Grande, compañía argentina dedicada a la producción y comercialización de minerales industriales, firmó un acuerdo con PCR para el suministro de energía renovable destinada a sus tres centros operativos: Mercedes, Patagonia y NOA.
El contrato, con una vigencia de cinco años, contempla el suministro de energía limpia de origen renovable, que permitirá abastecer una parte significativa del consumo energético de las plantas industriales de Piedra Grande. La energía será provista desde los parques eólicos Mataco III y Vivoratá, ubicados en la provincia de Buenos Aires y operados por PCR.
Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, destacó: “Este acuerdo con Piedra Grande refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR como proveedores de energía renovable para el sector corporativo. Nos permite seguir demostrando que es posible ser competitivos y, al mismo tiempo, acompañar a las empresas en la transición hacia un modelo energético más sostenible”.
Por su parte, LeonardoBevilacqua, gerente general de Piedra Grande, remarcó: “En Piedra Grande entendemos que el mundo es nuestra casa, y trabajamos cada día para que nuestra producción genere el menor impacto posible”.
Este acuerdo se enmarca en el compromiso de Piedra Grande con la sustentabilidad y la responsabilidad ambiental, y refuerza a su vez la estrategia de PCRde acompañar a empresas del sector industrial en su transición hacia modelos de producción más sostenibles.
Y cabe recordar que PCR en una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento, que actualmente opera cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 545 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
Es decir que PCR consolida su posición como uno de los jugadores más activos en el desarrollo de energía renovable en Argentina con más de 540 MW de potencia instalada entre proyectos eólicos y solares.
Y uno de sus más recientes hitos es la aprobación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para su Parque Eólico Olavarría, una planta de 180 MW que construirá en alianza con ArcelorMittal, y que contempla, además, la instalación del parque, una serie de obras de repotenciación en la infraestructura de transmisión eléctrica, con intervenciones sobre las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, lo que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.
A ello se debe añadir que, desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos, siendo uno de ellos un proyecto solar de 30 MW en Texas.
Desde la llegada de la nueva administración nacional, la libertad económica se ha presentado como el motor indiscutido del crecimiento.
Sin embargo, para los sectores que representamos en Runrun Energético y Runrun Eléctrico —el verdadero pulmón de divisas de la Argentina—, surge una pregunta que domina las mesas de directorio: ¿Se puede ser plenamente libertario manteniendo la obligación de liquidar divisas?
La reciente tesis de Horacio Liendo pone luz sobre una contradicción sistémica que afecta la propiedad privada. Para un pensamiento liberal puro, el fruto del riesgo y del trabajo es propiedad legítima de quien lo genera. En términos energéticos, si una operadora en Vaca Muerta o una minera en la Puna extrae un recurso y lo exporta, los dólares resultantes deberían pertenecerle.
Hoy, el sistema general aún obliga al exportador a entregar esas divisas al Banco Central por pesos, bajo un tipo de cambio fijado burocráticamente.
El RIGI: Una isla de libertad en un mar de restricciones
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) ha sido, sin dudas, el gran acierto estratégico para destrabar proyectos monumentales como el oleoducto VMOS o las plantas de GNL. Pero, visto con rigurosidad, el RIGI funciona como un reconocimiento implícito de que el esquema general del “cepo” es un freno a la inversión de escala.
Al permitir la libre disponibilidad progresiva de divisas (20%, 40% y finalmente 100% al tercer año), el Gobierno admite que la disponibilidad de la moneda extranjera es la condición sine qua non para que el capital internacional se hunda en nuestro subsuelo.
La visión de Grupo Runrún
Desde nuestra dirección sostenemos una visión optimista y desarrollista. Argentina está ante la oportunidad histórica de pasar de exportar u$s 30.000 millones a u$s 100.000 millones anuales. Pero para dar ese salto, no podemos depender eternamente de regímenes de excepción. El desafío para este 2026 es que la “isla” del RIGI se convierta en el continente: devolverle al exportador su derecho de propiedad sobre las divisas generadas.
Solo cuando el inversor en Houston, Londres o Beijing tenga la certeza de que será dueño absoluto de su producción, habremos cruzado el puente definitivo hacia la potencia energética global que estamos destinados a ser. El libertarismo no debe ser un beneficio para pocos, sino la regla que potencie a toda la industria argentina.
En medio de su agresivo plan de expansión en la cuenca neuquina, GeoPark ha logrado un hito que fortalece su perfil ante los mercados de capitales globales.
La compañía fue incluida en el prestigioso S&P Global Sustainability Yearbook 2026, posicionándose dentro del top 10 de las empresas de exploración y producción (Upstream) con mejor desempeño en criterios Ambientales, Sociales y de Gobernanza (ESG). De las 109 compañías evaluadas a nivel mundial, GeoPark logró ubicarse en el selecto grupo de líderes, un reconocimiento que llega en el momento justo en que la firma consolida su operación en los bloques Mata Mora Norte y Confluencia Sur en Vaca Muerta.
Este reconocimiento no es solo un galardón ético; es una herramienta financiera estratégica. En la actualidad, el acceso a financiamiento internacional de bajo costo para proyectos de infraestructura energética está íntimamente ligado a las calificaciones de sostenibilidad.
El alto puntaje obtenido por GeoPark —impulsado por sus estándares de ética empresarial, transparencia y gestión de seguridad laboral— le otorga una ventaja competitiva clave para financiar el desarrollo de sus activos en Neuquén. Bajo el liderazgo de su CEO, Felipe Bayón, la compañía busca replicar en Argentina el modelo de eficiencia y “licencia social” que la ha convertido en un referente regional.
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Impacto en la Cuenca: La llegada de operadores con este nivel de validación internacional presiona positivamente sobre el ecosistema de Vaca Muerta. El compromiso de GeoPark con la reducción de la huella de carbono y la integración con las comunidades locales se alinea con las exigencias del mercado europeo y estadounidense para el crudo no convencional.
Para la provincia de Neuquén, contar con empresas en el “top tier” de S&P Global asegura que el crecimiento del sector se realice bajo estándares de clase mundial, atrayendo inversiones que buscan rentabilidad económica sin descuidar el impacto ambiental y social.
Visión de Runrún Energético:
Desde Runrún observamos que GeoPark está enviando un mensaje claro al sector: para triunfar en Vaca Muerta hoy no basta con ser eficiente en el subsuelo; hay que ser excelente en la superficie. Que una operadora que acaba de desembarcar en los bloques de Phoenix Global Resources traiga este sello de sostenibilidad facilita el diálogo con inversores y acelera los tiempos de ejecución.
En un mundo donde el petróleo “limpio” y responsable cotiza mejor, GeoPark se posiciona como el socio ideal para la transición energética argentina, demostrando que el desarrollo y la sostenibilidad pueden ser dos caras de la misma moneda.
El prestigio de la seguridad jurídica argentina dio un salto global con el reconocimiento al estudio Beccar Varela, galardonado con el premio “Americas Oil & Gas Deal of the Year” otorgado por Project Finance International (PFI), de la agencia Reuters.
Durante la prestigiosa ceremonia anual celebrada en Londres, se destacó el rol fundamental de la firma como asesora legal en la estructuración del financiamiento de u$s 2.000 millones para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Esta operación no solo es la más grande en la historia de la infraestructura energética del país, sino que marca un antes y un después en la confianza del mercado financiero internacional hacia proyectos de escala estratégica en Argentina.
El equipo de expertos de Beccar Varela —integrado por los socios Ricardo Castañeda, Lucía Degano, Pedro Silvestri y Gonzalo Ochoa— fue el encargado de asesorar al consorcio de 19 bancos internacionales e inversores institucionales, liderados por gigantes como Citi, JP Morgan, Santander, Deutsche Bank e Itaú.
La sofisticación de este Project Finance fue la llave para asegurar el flujo de capital necesario para una obra que ya supera el 51% de avance global y que se encamina a transformar al puerto de Punta Colorada, en Río Negro, en el mayor hub exportador de crudo de la cuenca neuquina.
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Un hito legal bajo el marco RIGI: El éxito de esta transacción reside en haber articulado una estructura financiera de largo plazo en un contexto desafiante, siendo VMOS el primer gran proyecto de hidrocarburos en beneficiarse del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
El reconocimiento de PFI se suma a otras distinciones recientes obtenidas por el estudio en los Latin Finance Deals of the Year, consolidando a Beccar Varela como el referente indiscutido en transacciones complejas. Con una capacidad de transporte proyectada de 550.000 barriles diarios para 2027, VMOS es la prueba tangible de que el talento legal argentino es capaz de sostener las inversiones que el mundo demanda.
Visión de Runrún Energético:
Desde Runrún observamos que el premio a Beccar Varela es, en realidad, un premio a la institucionalidad del sector energético argentino. El Project Finance es una herramienta de precisión que requiere una confianza ciega en las reglas del juego. Que PFI premie esta operación en Londres valida que el oleoducto VMOS está blindado por una arquitectura legal de clase mundial.
Felicitamos al equipo de Beccar Varela por poner el sello del profesionalismo argentino en lo más alto del podio financiero global, allanando el camino para que nuevas inversiones sigan fluyendo hacia Vaca Muerta.
El mapa energético del Cono Sur está viviendo una transformación estructural sin precedentes, impulsada por la escala de producción de Vaca Muerta.
Lo que comenzó como un proyecto para alcanzar el autoabastecimiento nacional se ha convertido en el nuevo eje de integración regional. Gracias a la culminación de obras críticas, como la Reversión del Gasoducto Norte y la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Néstor Kirchner, Argentina ha comenzado a desplazar definitivamente al GNL importado y se encamina a suplantar el declino de las cuencas tradicionales de la región, posicionándose como el proveedor más competitivo y confiable para los mercados de Brasil, Chile y Bolivia.
El giro geopolítico es total: Bolivia, históricamente el gran exportador de la región, comienza a utilizar su infraestructura de ductos para que el gas argentino fluya hacia el polo industrial de San Pablo, Brasil. Simultáneamente, en el frente cordillerano, los envíos en firme a través de los ductos GasAndes y del Pacífico permiten a Chile estabilizar su matriz energética y acelerar su descarbonización.
Esta nueva capilaridad exportadora no solo asegura una demanda constante para las operadoras de la Cuenca Neuquina durante todo el año (eliminando la estacionalidad del consumo interno), sino que garantiza un flujo de divisas genuinas que fortalece la macroeconomía argentina.
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Hacia un Hub Regional: La competitividad de Vaca Muerta, con costos de extracción que ya compiten con los mejores plays de Estados Unidos, permite ofrecer precios de referencia que están reconfigurando los contratos de suministro en todo el bloque regional. En Runrún observamos que la infraestructura ya no es el límite, sino el trampolín.
Con el sistema de transporte operando a plena capacidad con sus plantas compresoras, el país deja de mirar sus fronteras para mirar el continente, transformando el gas natural en un vector de desarrollo industrial compartido que trasciende las coyunturas políticas locales.
Visión de Runrún Energético:
Desde Runrún observamos que Vaca Muerta ha dejado de ser una reserva para convertirse en una herramienta de política exterior. La integración energética es la forma más sólida de unión regional: cuando los gasoductos conectan economías, se generan lazos de interdependencia que traen estabilidad y previsibilidad.
Argentina está recuperando su rol de “corazón energético” de Sudamérica. El desafío ahora es mantener el ritmo de inversión en el subsuelo para cumplir con estos compromisos internacionales y consolidar la confianza de nuestros vecinos, demostrando que el gas argentino es la energía más segura y económica del hemisferio sur.
El escenario internacional comienza a jugar a favor de los planes expansivos de Argentina. El precio del crudo Brent, la referencia que rige los contratos de exportación de la cuenca neuquina, rompió la barrera psicológica de los u$s 70 por barril, consolidando una tendencia alcista que mejora drásticamente las expectativas de flujo de caja para las operadoras locales.
Este incremento, impulsado por la disciplina productiva de la OPEP+ y una demanda global resiliente, llega en un momento crucial para Vaca Muerta, donde el costo de equilibrio (break-even) de los proyectos más eficientes se ubica hoy por debajo de los u$s 40, permitiendo márgenes de rentabilidad que atraen la mirada de los fondos de inversión internacionales.
El impacto de este “viento de cola” es directo: con un barril por encima de los u$s 70, la velocidad de ejecución de los planes de perforación tiende a acelerarse. Para las empresas que ya operan bajo el marco del RIGI, este precio internacional convalida la decisión de hundir capital en infraestructura de transporte, como los ductos de Oldelval y el megaproyecto VMOS de YPF.
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Además, un Brent robusto incrementa de forma inmediata la recaudación por regalías en las provincias productoras, otorgando mayor previsibilidad fiscal y permitiendo reinvertir en la logística necesaria para sostener el ritmo de la actividad en el campo.
Visión de Runrún Energético:
Desde Runrún Energético observamos que el precio de u$s 70 es el catalizador que faltaba para convertir a Vaca Muerta en una verdadera máquina de generar divisas. Si bien la competitividad del shale argentino ha mejorado por mérito propio (reducción de costos y mayor eficiencia técnica), el factor precio internacional es lo que termina de inclinar la balanza para los inversores externos. Argentina se encuentra hoy en una “ventana de oportunidad” única: tiene el recurso, tiene el marco legal y ahora tiene el precio.
El desafío para las operadoras será maximizar la producción antes de que el ciclo global de precios vuelva a rotar, asegurando que el petróleo argentino llegue a los mercados globales con la mayor celeridad posible.
La aceleración de los proyectos hidrocarburíferos y las grandes obras de infraestructura bajo el marco del RIGI han convertido a Vaca Muerta en el principal motor de empleabilidad de la Argentina.
Según proyecciones del sector para este 2026, la actividad en la cuenca neuquina generará 40.000 nuevos puestos de trabajo entre empleos directos e indirectos. Este fenómeno no solo abarca a los operarios en boca de pozo, sino que tracciona una gigantesca cadena de valor que incluye logística, construcción, metalmecánica y servicios especializados.
El impacto es tan masivo que ha generado un flujo migratorio interno hacia la Patagonia en busca de los salarios más competitivos del mercado laboral nacional.
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La demanda de perfiles técnicos ha alcanzado niveles críticos. Las empresas de servicios petroleros y las constructoras de ductos reportan una búsqueda activa de soldadores de alta precisión, ingenieros especializados en procesos de fractura y técnicos en automatización industrial.
Este aluvión laboral también plantea desafíos estructurales: ciudades como Añelo y Neuquén Capital están viendo una presión sin precedentes sobre su infraestructura habitacional y de servicios públicos, lo que a su vez está disparando inversiones privadas en el sector inmobiliario y comercial para abastecer a la nueva población trabajadora.
Visión de Runrún Energético:
Desde Runrún Energético observamos que Vaca Muerta está cumpliendo con su promesa de ser el gran igualador social del país a través del empleo calificado. El desafío para el 2026 no es solo crear estos puestos, sino sostener la capacitación técnica necesaria para cubrirlos.
Argentina tiene una oportunidad única para reconvertir mano de obra de otros sectores hacia la industria energética, garantizando que el “oro negro” y el gas se traduzcan en bienestar real para la población. El éxito de Vaca Muerta ya no se mide solo en barriles o BTU, sino en la cantidad de argentinos que encuentran en la energía un proyecto de vida sólido y de largo plazo.
Vaca Muerta no es solo un fenómeno económico; es, ante todo, un prodigio de la naturaleza que la ciencia argentina está terminando de descifrar.
Un equipo de investigadores de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) y el CONICET ha publicado un estudio revelador que reconstruye la historia de la formación de la roca madre hace 150 millones de años. La investigación detalla cómo el antiguo mar jurásico que cubría la Patagonia, conectado entonces con el Océano Pacífico, generó las condiciones perfectas de anoxia (falta de oxígeno) para preservar la materia orgánica.
Este proceso milenario es el que hoy permite que Argentina posea una de las rocas sedimentarias con mayor espesor y calidad del planeta, superando incluso a los reservorios más productivos de los Estados Unidos.
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El estudio, realizado en laboratorios de vanguardia de la ciudad de La Plata, utilizó técnicas de microscopía electrónica y análisis geoquímico para entender por qué la cuenca neuquina es tan generosa en la entrega de hidrocarburos. Según los investigadores, la clave reside en la extraordinaria regularidad de las capas de sedimentos, lo que facilita las operaciones de fractura hidráulica actuales.
Este aporte científico no solo prestigia al sistema académico nacional, sino que entrega herramientas críticas a las operadoras para optimizar la exploración y reducir los riesgos en la perforación de nuevos pozos, demostrando que el conocimiento local es el socio silencioso pero indispensable del boom inversor.
Visión de Runrún Energético:
Desde Runrún Energético celebramos que la ciencia argentina sea la que le ponga nombre y explicación al éxito de nuestra industria. Vaca Muerta es un recurso estratégico, pero el verdadero valor agregado es el conocimiento que generamos sobre él. Que la UNLP y el CONICET lideren estas investigaciones confirma que el país cuenta con el capital humano necesario para liderar la transición energética.
No solo estamos exportando energía al mundo; estamos demostrando que detrás de cada barril de crudo y cada molécula de gas, hay décadas de estudio y excelencia académica argentina que garantizan la viabilidad de nuestra soberanía energética.
La provincia de Río Negro ha comenzado a consolidar su propio ecosistema de servicios industriales para dar respuesta a la demanda de los megaproyectos energéticos que se ejecutan bajo el marco del RIGI.
A través de la Secretaría de Energía provincial, se ha puesto en marcha un ambicioso programa de certificación y fortalecimiento para proveedores locales, con el objetivo de asegurar que las pymes rionegrinas cumplan con los estándares internacionales exigidos por operadoras como YPF, Shell y GeoPark.
El foco está puesto en la cadena de valor que tracciona el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) y las futuras plantas de GNL en Punta Colorada, asegurando que la infraestructura de exportación deje un legado de capacidad técnica y empleo calificado en el territorio.
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Este impulso al “compre local” no solo busca la competitividad en precios, sino también en calidad y sostenibilidad. El programa incluye asistencia técnica para que las empresas rionegrinas obtengan certificaciones ISO y cumplan con los indicadores ESG (Ambientales, Sociales y de Gobernanza), requisitos fundamentales para integrarse a proyectos con financiamiento internacional como el recientemente premiado en Londres.
Desde servicios de metalmecánica y logística hasta ingeniería de mantenimiento, el clúster rionegrino se prepara para que la provincia deje de ser solo un corredor de paso y se convierta en un polo de servicios industriales de exportación, potenciando la sinergia entre los yacimientos neuquinos y los puertos marítimos del litoral atlántico.
Visión de Runrún Energético:
Observamos que el desarrollo de proveedores en Río Negro es la pieza que faltaba para garantizar la licencia social y la eficiencia operativa de Vaca Muerta. Una industria que exporta al mundo necesita una red de soporte local que hable el mismo idioma de excelencia.
Que el gobierno provincial lidere este proceso de profesionalización pyme es una señal clara de madurez política y económica. Argentina está construyendo una red de servicios petroleros que será, en el corto plazo, tan competitiva como la de las grandes potencias energéticas, asegurando que los beneficios de la energía lleguen a cada rincón de nuestra geografía industrial.
La integración energética y minera entre Argentina y Chile dio un paso fundamental con la llegada de una misión técnica de alto nivel articulada por ProChile.
La delegación, compuesta por empresas líderes en servicios de ingeniería y software (METS), presentó en el país soluciones de Inteligencia Artificial (IA) diseñadas para transformar los nuevos proyectos de cobre y litio en operaciones de alta eficiencia eléctrica. Empresas como Indimin, con su plataforma Smart Mining Coach, y RMES Analytics, líder en software de predictibilidad, encabezan esta avanzada tecnológica que busca reducir los costos operativos y optimizar el uso de la red eléctrica en los yacimientos de la Puna y la zona cordillerana.
El desembarco no es casual: con la activación de proyectos bajo el RIGI, la demanda de soluciones para la gestión de Smart Grids (redes inteligentes) se ha vuelto crítica. La oferta chilena incluye a firmas como Vantaz Group, especialista en estrategia de procesos, y Torsa, que aporta sistemas de monitoreo de alta precisión.
Estas herramientas permiten predecir picos de demanda eléctrica y automatizar el consumo en procesos electro-intensivos, facilitando que las minas operen con una mayor proporción de energías renovables y menos dependencia de combustibles fósiles, alineándose con los estándares internacionales de “Minería Verde”.
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Sinergia binacional y eficiencia: La colaboración se formalizó a través de acuerdos con cámaras locales como CAPMIN y CASEMI, buscando que el know-how chileno —que exporta más de u$s 600 millones anuales en tecnología minera— se integre en la cadena de valor argentina. Además de la IA, la delegación presentó innovaciones de Pignus en capital humano y soluciones de economía circular para el reciclaje de insumos críticos.
Este ecosistema digital promete convertir a las nuevas explotaciones argentinas en modelos de eficiencia energética, reduciendo la presión sobre el sistema interconectado nacional mediante una gestión inteligente de la potencia.
Visión de Runrún Energético:
Desde Runrún observamos que la llegada de jugadores como Indimin y RMES Analytics marca el fin de la minería analógica. La eficiencia eléctrica ya no es una opción, sino el único camino para la competitividad. Que Chile elija este momento para traer a sus “joyas tecnológicas” es una validación del potencial argentino.
Estamos presenciando el nacimiento de una minería 4.0 que no solo extrae minerales, sino que gestiona datos y energía con precisión quirúrgica, asegurando que el desarrollo de los metales para la transición energética sea, en sí mismo, un proceso sustentable y de vanguardia.
Buenos Aires se convierte esta semana en la capital energética de la región con el inicio de la Conferencia ARPEL 2026.
El evento, que reúne a los principales CEOs de operadoras estatales y privadas de América Latina y el Caribe, así como a ministros y reguladores, pone el foco en la transición energética, la seguridad de suministro y el rol estratégico de los hidrocarburos no convencionales.
Con Vaca Muerta como el gran caso de éxito regional, la conferencia busca establecer una hoja de ruta común para atraer inversiones en un contexto global de alta volatilidad, destacando la necesidad de marcos regulatorios estables y competitivos para potenciar el desarrollo del upstream y el GNL en el continente.
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Durante las sesiones, se abordarán temas críticos como la descarbonización de las operaciones, la integración de redes de gas en el Cono Sur y el impacto de las nuevas tecnologías en la eficiencia productiva. La presencia de delegaciones internacionales de primer nivel convalida el interés global por el potencial argentino.
En el marco de ARPEL, se espera que se firmen acuerdos de cooperación técnica y se analicen las oportunidades de financiamiento para los proyectos de infraestructura que buscan conectar los recursos regionales con la demanda global, consolidando a la región como un proveedor de energía confiable y sostenible.
Visión de Runrún Energético:
Desde Runrún Energético observamos que la realización de ARPEL en Buenos Aires no es casualidad; es el reconocimiento al protagonismo que Argentina ha recuperado en el tablero energético internacional.
Este foro es el espacio ideal para que el país demuestre que el camino de la desregulación y los incentivos a la inversión (como el RIGI) es el modelo a seguir en la región. La integración no es solo una cuestión de ductos, sino de armonización de políticas que permitan que los recursos de América Latina fluyan sin trabas hacia un mundo que demanda seguridad energética.
La minera estadounidense Newmont y el gobierno de Santa Cruz formalizaron este martes el reinicio del proyecto Cerro Negro Expansión 1 (CNE1), una iniciativa calificada por ambas partes como «estratégica» y que implica una inversión de US$ 800 millones durante los próximos seis años, informaron la compañía y la provincia.
El anuncio se da en un contexto internacional propicio, con valores excepcionales del oro y la plata, lo que favorece la inversión y la expansión de proyectos mineros. Actualmente existen varios proyectos de exploración en el Macizo del Deseado, impulsados por empresas nacionales e internacionales, lo que abre la posibilidad de extender la vida útil de los yacimientos actuales, o desarrollar nuevos emprendimientos
Este plan de infraestructura minera es fundamental para sostener el perfil de producción del yacimiento y extender su operatividad más allá del año 2035. La ejecución contempla la activación de más de 30 obras en superficie y en el interior de la mina, lo que generará un impacto multiplicador en la economía regional.
El proyecto CNE1 busca incrementar los niveles de producción anual de la principal exportadora de oro de la Argentina a partir de 2028. Según explicaron las autoridades de la compañía, sin este desembolso de capital, la producción y los niveles de empleo habrían iniciado un proceso de retracción en el corto plazo.
El gobernador Vidal en la visita a Cerro Negro en ocasión del anuncio de inversión para extender la via útil del yacimiento.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, calificó el anuncio como una señal concreta de confianza en la jurisdicción. Según el mandatario, «el trabajo del Estado consiste en generar las condiciones necesarias para sostener la actividad industrial, cuidar el ambiente y fortalecer el desarrollo productivo a largo plazo». En este sentido, el proyecto se ejecutará bajo los permisos ambientales vigentes y los estándares globales de responsabilidad operativa de la empresa.
El rol de Newmont en la Argentina
Newmont opera Cerro Negro ubicado en el Macizo del Deseado y con exportaciones promedio entre US$ 400 y US$ 600 millones, es la principal empresa exportadora de oro del país. En el mundo es una de las mayores empresas de oro y un productor de cobre, plata, zinc y plomo. Su cartera de activos se extiende en América del Norte, Latinoamérica y el Caribe, Australia, África y Papua New Guinea.
Tito Cacho, Gerente General de Newmont Cerro Negro, señaló que «el reinicio de CNE1 marca una nueva etapa de crecimiento basada en la disciplina operativa y la seguridad». El yacimiento, ubicado en el Macizo del Deseado, emplea actualmente a más de 1.400 personas de forma directa y a unas 4.800 de manera indirecta.
La directora país de Newmont, María Eugenia Sampalione, subrayó que «llevar adelante esta iniciativa de manera responsable requiere condiciones estables y predecibles, un diálogo constructivo y un compromiso compartido para desarrollar capacidades locales a lo largo del tiempo».
Generación de empleo santacruceño
Finalmente, el ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, destacó el impacto laboral y económico que tendrá la reanudación de la expansión de Cerro Negro anunciada por Newmont. Al respecto, enfatizó que la inversión generará empleo directo para trabajadores santacruceños y mayores ingresos por regalías para la provincia.
La inversión anunciada en Cerro Negro permitirá extender su producción de oro y plata al menos una década.
“Este anuncio renueva esperanzas para todos los trabajadores de la provincia. Son 270 puestos de trabajo directos en esta etapa de ejecución y tienen que ser santacruceños, en un mínimo del 90%, esperemos que sea en su totalidad”, sostuvo. Álvarez explicó que la inversión prevista para esta primera etapa alcanza los US$360 millones, y permitirá ampliar el horizonte productivo del yacimiento al menos un década.
El funcionario subrayó que la ampliación no sólo implica empleo en la etapa constructiva, sino también mayor producción minera y, en consecuencia, mayores ingresos para Santa Cruz. “Cuanto más mineral se produzca y más se ponga en valor, mayor será la generación de regalías para la provincia”, afirmó en referencia a recursos que impactan en áreas como salud, educación, seguridad e infraestructura.
La corporación de origen estadounidense Newmont anunció al gobierno de Santa Cruz una inversión progresiva de hasta 800 millones de dólares para reanudar y ampliar Cerro Negro Expansión 1 (CNE1) en la mina de oro y plata Cerro Negro, una iniciativa que extenderá la vida útil de la operación más allá del año 2035 “y reforzará el desarrollo productivo y económico de la provincia”, se indicó.
Esta iniciativa representa una inversión total de aproximadamente U$S 800 millones durante los próximos seis años, activando más de 30 obras en superficie y en interior de mina, con un efecto multiplicador sobre la economía local.
El gobernador Claudio Vidal sostuvo que “es un día muy importante para Santa Cruz. En un contexto económico complejo para la Argentina, estamos anunciando una inversión de 800 millones de dólares que nos permite extender la vida útil de Cerro Negro y llevar previsibilidad a nuestras comunidades. Esto es trabajo para los santacruceños, es producción y es futuro”.
“Además recibimos la confirmación de que ya se está trabajando en un nuevo proyecto, que próximamente también será anunciado. Ese es el camino que queremos para la provincia”, destacó Vidal.
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, destacó que “este anuncio renueva esperanzas para todos los trabajadores de la provincia. Son 270 puestos de trabajo directos en esta etapa de ejecución y tienen que ser santacruceños, en un mínimo del 90 %, esperemos que sea en su totalidad”.
Alvarez explicó que la inversión prevista para esta primera etapa alcanza los 360 millones de dólares, y permitirá ampliar el yacimiento, lo que extenderá su horizonte productivo al menos hasta el 2035.
El funcionario subrayó que la ampliación no sólo implica empleo en la etapa constructiva, sino también mayor producción minera y, en consecuencia, mayores ingresos para Santa Cruz.
“Cuanto más mineral se produzca y más se ponga en valor, mayor será la generación de regalías para la provincia”, afirmó Alvarez, e indicó que esos recursos impactan en áreas clave como salud, educación, seguridad e infraestructura, ya que luego son redistribuidos a través del Estado Provincial.
Además, hizo hincapié en que el contexto internacional actual, con valores excepcionales del oro y la plata, favorece la inversión y la expansión de proyectos mineros.
El gerente general de Newmont Cerro Negro, Tito Cacho, señaló que “Cerro Negro es un activo con un potencial geológico extraordinario, y nuestro compromiso es llevarlo a su máxima expresión con responsabilidad y visión a largo plazo”. “El reinicio de CNE1 marca una nueva etapa de expansión que nos permite extender la vida útil de la mina y sostener una operación más sólida. Lo haremos poniendo la seguridad en el centro, con disciplina operativa, eficiencia y foco en el cumplimiento de nuestros compromisos de producción”.
Alvarez señaló que actualmente existen numerosos proyectos de exploración en el Macizo del Deseado, impulsados por empresas nacionales e internacionales, lo que abre la posibilidad de encontrar nuevas reservas y extender la vida útil de los yacimientos actuales, o desarrollar nuevos emprendimientos.
Asimismo, aseguró que el desarrollo minero debe darse en un marco de cumplimiento estricto de la legislación ambiental y laboral. “Debemos hacer cumplir con la legislación en los aspectos ambientales, productivos y laborales, y que el beneficio quede en Santa Cruz, en forma directa e indirecta”.
La generadora eléctrica PCRy la productora de minerales industriales Piedra Grande cerraron un contrato de suministro de energía renovable. La operadora energética brindará soluciones limpias para alimentar la demanda de los centros operativos de la minera en el país, con yacimientos en San Luis, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires..
El acuerdo posee una vigencia inicial de cinco años y se centra en el abastecimiento de las plantas industriales que Piedra Grande posee en las regiones del Centro, Patagonia y NOA. Según los términos del contrato, la energía provendrá de los parques eólicos Mataco III y Vivoratá, en Buenos Aires, bajo la operación técnica de PCR.
Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, señaló que este vínculo permite demostrar la viabilidad de un modelo de negocios que une la competitividad económica con la responsabilidad ambiental. «Este acuerdo refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR», afirmó el directivo.
Desde la perspectiva de Piedra Grande, la decisión responde a una política de gestión que prioriza la reducción de la huella de carbono. Leonardo Bevilacqua, gerente general de la firma, fue enfático al respecto al señalar que “en Piedra Grande se trabaja cada día para que la producción genere el menor impacto posible”.
Impacto en la cadena de valor
La minera cuenta con más de 75 años en la extracción y molienda de caolines, arcillas y cuarzo, insumos críticos para industrias como la construcción, la cerámica y la pintura. Al descarbonizar su matriz energética, la empresa traslada un valor agregado de sustentabilidad a toda la cadena de suministros que abastece, tanto en el mercado local como en sus operaciones de exportación a través de Punta Quilla.
La compañía implementa actualmente el programa Aprovechamiento Integral del Recurso (AIRE), orientado a la optimización de residuos y al cumplimiento estricto de los índices de calidad ambiental. Con la incorporación de energía eólica, la firma logra un hito en su estrategia de inversión tecnológica para la preservación del entorno.
PCR, una empresa centenaria de capitales argentinos, opera en los segmentos de petróleo & gas, producción de cemento en la Patagonia y generación de energía renovable, con una potencia instalada de 545 Mw distribuida en diversos parques eólicos del territorio nacional.
La energética PCR firmó un acuerdo con Piedra Grande, compañía argentina líder en la producción y comercialización de minerales industriales, para el suministro de energía renovable destinada a sus tres centros operativos: Mercedes, Patagonia y NOA.
El contrato, con una vigencia de cinco años, contempla el suministro de energía limpia de origen renovable, que permitirá abastecer una parte significativa del consumo energético de las plantas industriales de Piedra Grande. La energía será provista desde los parques eólicos Mataco III y Vivoratá, ubicados en la provincia de Buenos Aires y operados por PCR.
Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, destacó: “Este acuerdo con Piedra Grande refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR como proveedores de energía renovable para el sector corporativo. Nos permite seguir demostrando que es posible ser competitivos y, al mismo tiempo, acompañar a las empresas en la transición hacia un modelo energético más sostenible”.
Por su parte, el Gerente General de Piedra Grande, Leonardo Bevilacqua remarcó que “en Piedra Grande entendemos que el mundo es nuestra casa, y trabajamos cada día para que nuestra producción genere el menor impacto posible”.
Este acuerdo se enmarca en el compromiso de Piedra Grande con la sustentabilidad y la responsabilidad ambiental, y refuerza a su vez la estrategia de PCR de acompañar a empresas del sector industrial en su transición hacia modelos de producción más sostenibles, se destacó.
Acerca de Piedra Grande Piedra Grande S.A. es una compañía argentina líder en la producción y comercialización de minerales industriales, con más de 75 años de trayectoria impulsando el desarrollo de los recursos minerales del país. Se especializa en la producción, molienda y comercialización de caolines, arcillas, feldespatos y cuarzo, abasteciendo al mercado local e internacional, con un fuerte enfoque exportador.
Sus productos son la materia prima que abastece el proceso productivo de diversas industrias como cerámica, construcción, pinturería, fundición, plástico y caucho.
Opera con yacimientos y plantas ubicados en San Luis, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires para facilitar el abastecimiento integral del país; además, están ubicados cerca de Punta Quilla, en donde gestionan la logística de exportación.
Piedra Grande, además, invierte en diversas tecnologías para minimizar el impacto de la explotación. Asimismo, cuenta con iniciativas AIRE (Aprovechamiento Integral del Recurso), cumple con los índices de calidad del aire establecidos y optimiza y minimiza los residuos en todo su proceso productivo.
Acerca de PCR Empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento.
Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 545 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción de cemento en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.
En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
Piedra Grande, compañía argentina líder en la producción y comercialización de minerales industriales firmó un acuerdo con PCR para el suministro de energía renovable destinada a sus tres centros operativos: Mercedes, Patagonia y NOA.
El contrato, con una vigencia de cinco años, contempla el suministro de energía limpia de origen renovable, que permitirá abastecer una parte significativa del consumo energético de las plantas industriales de Piedra Grande. La energía será provista desde los parques eólicos Mataco III y Vivoratá, ubicados en la provincia de Buenos Aires y operados por PCR.
Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, destacó: “Este acuerdo con Piedra Grande refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR como proveedores de energía renovable para el sector corporativo. Nos permite seguir demostrando que es posible ser competitivos y, al mismo tiempo, acompañar a las empresas en la transición hacia un modelo energético más sostenible”.
Por su parte, Leonardo Bevilacqua, Gerente General de Piedra Grande, remarcó: “En Piedra Grande entendemos que el mundo es nuestra casa, y trabajamos cada día para que nuestra producción genere el menor impacto posible”.
Este acuerdo se enmarca en el compromiso de Piedra Grande con la sustentabilidad y la responsabilidad ambiental, y refuerza a su vez la estrategia de PCR de acompañar a empresas del sector industrial en su transición hacia modelos de producción más sostenibles.
Del 1° al 4 de junio, el Hotel Hilton Buenos Aires será sede de la 8ª Conferencia Arpel 2026, espacio de diálogo regional del sector del petróleo y gas de América Latina y el Caribe.
El encuentro ocurrirá luego de siete ediciones bienales realizadas en Punta del Este, Lima y Cartagena de Indias. La Conferencia Arpel 2026 es organizada por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe bajo el lema “Juntos somos Energía”.
La elección de Buenos Aires como sede responde al creciente protagonismo de Argentina en el escenario energético regional, particularmente a partir del desarrollo de Vaca Muerta y del potencial offshore, que han consolidado al país como uno de los puntos de mayor proyección para la industria.
Durante cuatro jornadas, la Conferencia reunirá a CEOs, ministros y secretarios de Estado, parlamentarios, reguladores, representantes de asociaciones intergubernamentales, empresariales y profesionales, así como a ejecutivos de empresas operadoras y proveedoras, académicos, consultores, expertos técnicos y jóvenes profesionales del sector.
El Secretario Ejecutivo de Arpel, Carlos Garibaldi, señaló que esta octava edición “se enfocará en analizar cómo fortalecer la competitividad y la sostenibilidad del sector hidrocarburos, en un contexto que exige avanzar en seguridad energética y crecimiento económico para América Latina y el Caribe”.
En la Conferencia Arpel 2026 se debatirán tanto los temas estratégicos del sector como las tendencias en Upstream, Midstream y Downstream.
Entre los disertantes confirmados se destacan Horacio Marín, Presidente del Directorio y CEO de YPF; Ricardo Ferreiro, Presidente de E&P de Tecpetrol; Felipe Bayón, CEO de GeoPark; Javier Rielo, SVP de E&P Américas de TotalEnergies; Cecilia San Román, Presidenta de ANCAP; Julio Friedmann, Gerente General de ENAP, y Patrick Brunings, Ministro de Petróleo, Gas y Ambiente de Surinam, además de la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien conversará sobre Geopolítica y Energía.
La agenda contempla, entre otros ejes: Perspectivas geopolíticas globales y regionales sobre oferta y demanda de hidrocarburos. Desarrollo del gas natural, integración regional y oportunidades vinculadas al GNL. Nuevas tendencias en refinación. Potencial en recursos no convencionales y aguas profundas. Riesgos climáticos y de transición energética, y su impacto en la sostenibilidad y el financiamiento del sector. Transformación digital, inteligencia artificial y excelencia operativa. Innovación y futuro del trabajo, desde la mirada de universidades, empresas y jóvenes profesionales.
Además de los más de 20 paneles y charlas notables, la Conferencia Arpel 2026 incluirá visitas a instalaciones, y actividades institucionales de la Asociación. Para mayor información, visitar www.arpel.org o contactarse a través de infoconf@arpel.org.uy
Jimena Latorre, defendió la actualización del esquema normativo de la Ley de Glaciares
LUJÁN DE CUYO, (Mendoza).- La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, defendió la actualización del esquema normativo de la Ley de Glaciares y la necesidad de actualizar el inventario de zonas periglaciares, a días de que se debata en el Senado la adecuación de la normativa. “El objetivo no es modificar la protección ambiental, sino garantizar que la ley se cumpla y tenga aplicación concreta. En el proyecto no se toca la protección ni los presupuestos mínimos, sino que buscamos que la norma sea efectiva en la práctica”.
“El peor de los escenarios es que la ley de presupuestos mínimos de glaciares quede en letra muerta. En el proyecto no se toca la protección ni los presupuestos mínimos. Nosotros buscamos que la norma sea efectiva en la práctica”, aseveró en la inauguración del Parque Solar Anchoris que tuvo lugar este lunes en Luján de Cuyo, Mendoza.
Latorre indicó que es necesario que se fortalezca la información técnica para compatibilizar protección ambiental y desarrollo productivo en zonas cordilleranas. En esa línea, recordó que “la Constitución Nacional establece que las normas de presupuestos mínimos (que son el piso de protección ambiental obligatorio establecido a nivel nacional para proteger glaciares y el ambiente periglacial) las dicta el Congreso de la Nación y las provincias tienen que dictar las normas que los complementen”, y remarcó que las provincias tienen la obligación de aplicar y adecuar esas normas en sus territorios.
“Los que firmamos las declaraciones de impacto ambiental somos los gobiernos provinciales. El Estado tiene la responsabilidad de darse normas que reduzcan la discrecionalidad y permitan aplicar los presupuestos mínimos”, aseveró la ministra.
¿Qué ocurre con la Ley de Glaciares en Mendoza?
En relación con el sur provincial, señaló que “en Malargüe hay estimativamente zonas periglaciares”. Sin embargo, advirtió que “existe falta de inventario de zona periglaciar, por eso debemos construir juntos la información, sector científico, gobierno y sector privado”. En ese sentido, adelantó que desde la gobernación provincial comenzaron a recabar información. “Lo empezamos a hacer con el sector científico, con el organismo nacional y con la autoridad local, porque es la competente”, aseguró.
Latorre subrayó que la actualización de datos y estudios no puede depender de un único actor institucional, en referencia al Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLIA). “Eso no lo puede hacer ni solo la Nación ni solo el sector privado ni solo el sector científico. Hay un déficit de información que tenemos que resolver por la falta de inventario de zona periglaciar. La mejor forma es construir esa información de manera conjunta”, remarcó.
En lo que representa el salto cualitativo más importante para el proyecto Argentina LNG, la alianza estratégica entre YPF, la italiana Eni y XRG (el brazo de inversiones internacionales de ADNOC, la gigante de los Emiratos Árabes Unidos) ha entrado en una fase de aceleración técnica y financiera sin precedentes.
La ratificación del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA) no es solo un paso administrativo; es la confirmación de que el gas de Vaca Muerta ya cuenta con el respaldo del “músculo árabe” para su financiamiento y con una garantía de compra directa hacia el mercado europeo.
La presencia de Eni en esta sociedad aporta un componente crítico: el mercado asegurado. La operadora italiana ha integrado el proyecto argentino en su estrategia global de suministro, que busca alcanzar las 20 millones de toneladas anuales de GNL para 2030. Ante un mercado global que se prevé “ajustado” para finales de 2026, asegurar la molécula de Vaca Muerta se ha vuelto una prioridad de seguridad energética para Italia y la Unión Europea.
Por su parte, el ingreso de ADNOC a través de XRG otorga al proyecto una solvencia financiera internacional que facilita el acceso a mercados de capitales, transformando una iniciativa nacional en un activo estratégico bancable a escala mundial.
Hacia la Decisión Final de Inversión (FID)
Bajo el liderazgo de Horacio Marín, YPF busca que los estudios técnicos y comerciales actuales permitan adelantar la ventana de oportunidad para la Decisión Final de Inversión. La competencia es feroz contra proyectos en Estados Unidos, Qatar y Australia, pero la ventaja competitiva de Argentina radica en el bajo costo de desarrollo del shale gas y la neutralidad geopolítica de la región.
La infraestructura proyectada no solo contempla la licuefacción, sino una arquitectura sistémica de gasoductos dedicada que conectará el corazón de Neuquén con la futura planta de procesamiento.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que la incorporación de ADNOC es el “game changer” que el sector estaba esperando. Ya no se trata de una promesa de exportación, sino de una arquitectura de negocios donde el capital árabe y la demanda europea se encuentran en suelo argentino.
Esta sociedad trilateral blinda el proyecto contra la volatilidad local y lo posiciona como el motor que permitirá a Argentina revertir definitivamente su balanza comercial energética. Con Eni y ADNOC a bordo, Vaca Muerta deja de ser un recurso regional para convertirse en una pieza clave del tablero energético global.
El crecimiento exponencial de Vaca Muerta ha generado un fenómeno social y educativo sin precedentes en la región. En el marco del programa “Emplea Neuquén” y la apertura del Instituto Vaca Muerta (IVM), más de 13.000 personas se inscribieron para participar en los primeros trayectos formativos de 2026.
Esta cifra récord evidencia que el sector energético no solo es el motor económico del país, sino también la principal esperanza de movilidad social para miles de familias que buscan insertarse en una industria que ofrece salarios de base competitivos y estabilidad a largo plazo.
La oferta académica, coordinada entre el Gobierno de Neuquén, el sindicato de Petroleros Privados y las principales operadoras de la cuenca, se centra en cubrir los perfiles técnicos más críticos. Entre los cursos con mayor demanda se destacan: Operador de Perforación, Instrumentación, Mantenimiento Eléctrico y Mecánico, y Operador de Plantas de Tratamiento de Gas y Crudo.
Las capacitaciones tienen una duración de cuatro meses y se dictan en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipadas con simuladores 3D y laboratorios de automatización que replican las condiciones reales de trabajo en el yacimiento.
Diversidad y arraigo local
Un dato sobresaliente de esta convocatoria es la creciente participación femenina, con una representación que ya roza el 35% de los inscriptos en áreas operativas tradicionalmente masculinizadas. El objetivo de las autoridades y las empresas es “blindar” el desarrollo de la cuenca priorizando la mano de obra local; por ello, los estudiantes realizarán prácticas profesionales en el “pozo escuela” ubicado en Río Neuquén. Esta sinergia pública-privada busca transformar la alta demanda de empleo en capital humano calificado, reduciendo la brecha técnica y garantizando que el derrame económico de Vaca Muerta impacte directamente en las comunidades neuquinas.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que los 13.000 inscriptos son el síntoma más claro del “Efecto Vaca Muerta” en la sociedad. Sin embargo, este aluvión de interesados también representa un desafío logístico: la industria debe ser capaz de absorber esta mano de obra de manera ordenada. Formar técnicos en 4 meses es un paso vital, pero la verdadera clave será la sostenibilidad de estos programas para que la formación no sea un evento aislado, sino una política de Estado que acompañe los próximos 30 años de desarrollo exportador del país.
En un movimiento que redefine la arquitectura de socios en el corazón de Vaca Muerta, Vista Energy quedó a un paso de concretar la adquisición de los activos de la noruega Equinor tras la renuncia formal de Shell a su derecho de preferencia.
La petrolera anglo-holandesa decidió no igualar la oferta de la compañía liderada por Miguel Galuccio, despejando el panorama legal para que Vista tome el control del 25,1% de Bandurria Sur y el 35% de Bajo del Toro, dos de las áreas con mayor potencial de productividad en la ventana de crudo negro.
La operación, que ya ha sido notificada a las autoridades regulatorias, marca un hito en la estrategia de consolidación de Vista, que busca ratificar su posición como el segundo productor de shale oil de Argentina. Mientras Equinor replantea su estrategia global para concentrarse en proyectos offshore, Vista aprovecha la oportunidad para ampliar su inventario de pozos en bloques que ya están en etapa de desarrollo masivo.
El cierre definitivo de la transacción se espera para el segundo semestre de 2026, una vez que se completen los trámites administrativos ante la Fiscalía Nacional Económica de Chile, debido a la estructura legal de las sociedades involucradas.
El rol de YPF y la eficiencia operativa
En Bandurria Sur, Vista compartirá cartelera con YPF (operador) y Shell, lo que garantiza una sinergia técnica de primer nivel. Para la compañía de Galuccio, este movimiento no es solo una compra de activos, sino una apuesta por la eficiencia: al sumar participación en bloques linderos a sus operaciones actuales, Vista logra optimizar costos de logística y servicios compartidos.
La salida de Shell de la puja demuestra que las grandes operadoras globales están siendo mucho más selectivas con su capital, dejando espacio para que los jugadores puramente enfocados en el shale tomen el liderazgo del crecimiento.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que la “vía libre” de Shell para el avance de Vista es una señal de madurez del mercado. Vaca Muerta está pasando de una etapa de exploración generalizada a una de consolidación de operadores especialistas. Que Vista logre quedarse con los activos de Equinor sin resistencia de sus socios es un espaldarazo a su capacidad de ejecución y a su solidez financiera.
Estamos viendo el nacimiento de un nuevo ecosistema donde el conocimiento geológico local y la agilidad operativa valen tanto como el respaldo de las casas matrices en Europa.
En un escenario donde el no convencional suele acaparar los titulares, el yacimiento Manantiales Behr, en el corazón de la Cuenca del Golfo San Jorge, acaba de demostrar que el petróleo convencional tiene aún mucho por decir. En el inicio de 2026, el bloque alcanzó una producción histórica de 25.358 barriles diarios, una cifra asombrosa para un área que inició sus operaciones en 1924.
Este “renacimiento” técnico posiciona al yacimiento como el activo más productivo de Chubut y un modelo global de cómo la tecnología puede revertir el declive natural de las cuencas maduras.
El secreto detrás de estos números es la consolidación de la Recuperación Terciaria (EOR) mediante la inyección de polímeros. Actualmente, Manantiales Behr aporta casi el 50% de toda la producción por terciaria del país, con más de 9.300 barriles diarios provenientes exclusivamente de esta técnica.
Bajo la nueva gestión operativa de Pecom, tras la salida de YPF en su proceso de optimización de activos, el plan de desarrollo se ha intensificado para maximizar el factor de recuperación en zonas que antes se consideraban agotadas.
Sustentabilidad y eficiencia
Manantiales Behr no es solo un yacimiento de crudo; es un complejo energético integrado. Gran parte de la energía necesaria para las plantas de inyección de polímeros proviene de su propio parque eólico (99 MW), lo que permite producir petróleo con una de las huellas de carbono más bajas del sector.
Con un valor bruto de producción estimado en u$s 650 millones anuales, el bloque representa hoy el 15% de la producción total de crudo de la provincia, consolidándose como un motor económico vital para la región del Golfo San Jorge.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que Manantiales Behr es el espejo donde deben mirarse el resto de las cuencas maduras del país. El éxito de este yacimiento demuestra que el fin del convencional es una decisión de inversión, no una fatalidad geológica.
Que un área de casi 100 años logre récords de producción mediante la terciaria es un mensaje potente para los nuevos operadores: hay riqueza genuina más allá de Vaca Muerta para quienes se animen a aplicar tecnología de punta en campos históricos.
El crudo Brent registró su precio más alto en los últimos seis meses.
El precio del crudo Brent otorgó en los últimos días un aliciente para las inversiones en Vaca Muerta. La variable geopolítica vuelve a poner los precios en torno a los US$ 70 por barril, en un freno a la presión bajista que puede resultar momentáneo, en un mercado que pronostica una creciente oferta de petróleo en el mundo y particularmente desde Sudamérica.
En lo estructural, el escenario que más inquieta a la industria en Vaca Muerta es de un precio por debajo de los US$55 por barril, algo que la Administración de Información Energética (EIA) de los EE.UU. pronostica hasta 2027. Esto explica en parte la decisión del gobierno de Javier Milei de incluir entre las actividades beneficiadas por el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones(RIGI) la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro.
La cotización del crudo Brent, el precio de referencia para las inversiones en la formación de hidrocarburos no convencionales en Neuquén, tocó la semana pasada los 72 dólares por barril, su nivel más alto en seis meses.
En esa línea, el Brent opera en la apertura de este martes a 71 dólares por barril. Es un precio más que ideal en los términos que suele plantear el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sobre la competitividad alcanzada en los no convencionales.
El precio del Brent y la rentabilidad de YPF según Horacio Marín
El líder de la petrolera de bandera defiende que YPF es rentable aún con un precio de 45 dólares por barril. “Tal como dije en Nueva York, nuestros pozos son rentables incluso si el barril se cotiza a US$ 45. No obstante, con ese precio obviamente no podríamos avanzar a la velocidad que llevamos ahora, ya que sería más difícil conseguir el financiamiento”, declaró Marín el año pasado en una entrevista en Dínamo Stream.
La EIA pronostica que el precio del Brent promediará por debajo de los US$ 60 por barril durante 2026 y 2027 debido al crecimiento en los inventarios mundiales de petróleo, en donde destacarán países de Sudamérica como la Argentina, Brasil y Guyana.
Horacio Marín, se refirió en el Investor Day del año pasado al precio del crudo más conveniente para desarrollar Vaca Muerta.
En lo coyuntural, los precios actuales reflejan cómo los mercados están interpretando potenciales interrupciones de suministro generadas desde la política internacional. Concretamente, preocupa una potencial escalada militar de los EE.UU. e Israel contra Irán si fracasan las conversaciones programadas para este jueves sobre un nuevo acuerdo en torno al programa nuclear iraní.
La influencia del Brent en la inversión en Vaca Muerta
Por Vaca Muerta, Argentina anotó un nuevo récord histórico de producción de petróleo crudo en 2025.
La evolución del Brent marcará el ritmo de aceleración de la inversión en upstream por parte de las operadoras en Vaca Muerta durante el 2026, de cara al aumento significativo en la capacidad de evacuación y exportación de petróleo crudo a partir de la puesta en operación del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) programado para fines de este año.
El oleoducto de 437 kilómetros de extensión entre Neuquén y la Terminal Punta Colorada en Río Negro contará con una capacidad de transporte de 180.000 barriles diarios cuando comience a operar en diciembre próximo. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.
Con la certeza de que el problema del cuello de botella en la infraestructura de exportación estará resuelto para el año próximo, las operadoras ahora mirarán al Brent y otras variables para definir en los próximos meses cuántos equipos de perforación tendrán operativos.
La experiencia del año pasado en Vaca Muerta puede ser predictiva. Un relevamiento de EconoJournal arrojó que la cantidad de equipos de perforación activos en la cuenca neuquina en julio pasado había disminuido a 31 equipos (rigs), tres menos que en abril pasado (34).
El retiro de equipos correlacionó en ese momento con el precio del Brent que perforó los 70 dólares por barril hacia finales de marzo y desde entonces se mantuvo practicamente por debajo de esa cotización.
De todas formas, las ganancias en eficiencia en Vaca Muerta ayudan a sostener la producción e incluso incrementarla marginalmente a pesar de tener menos equipos activos, lo que explica el récord histórico de producción nacional de petróleo crudo registrado en 2025, con una producción que en octubre alcanzó los 859.500 barriles diarios.
Esas ganancias se miden por la cantidad de etapas de fracturas y las longitudes de perforación alcanzadas. Según datos elaborados por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, el año 2025 cerró con 23.896 etapas, un 34% por encima del 2024, que finalizó con 17.814.
Por el lado de la perforación horizontal, las operadoras siguen batiendo récords en la longitud de las ramas laterales. Por caso, YPF superó los 5000 metros en ramas laterales en el bloque Loma Campana.
En un arranque de año que supera las proyecciones de su propio plan estratégico, YPF alcanzó en enero de 2026 una producción de 40 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural. Esta cifra representa un crecimiento interanual del 10% y marca un hito de eficiencia operativa en los bloques estrella de la compañía en Vaca Muerta, como Loma Campana, Aguada de la Arena y La Amarga Chica.
El salto productivo es la respuesta directa a la mayor capacidad de evacuación del sistema troncal de gasoductos, que hoy opera a tope para canalizar el recurso neuquino.
El incremento no solo responde a la perforación de nuevos pozos, sino a una drástica reducción en los costos de desarrollo (drilling & completion). Según datos de monitoreo del sistema, YPF ha logrado optimizar la productividad por pozo, permitiendo que la inyección a los ductos de TGS y TGN se mantenga en niveles máximos incluso durante el periodo estival.
Esta robustez en la oferta le permite a la petrolera de bandera no solo garantizar el pleno abastecimiento del mercado interno, sino también solicitar nuevas autorizaciones de exportación firme hacia Chile, maximizando el ingreso de divisas por ventas externas.
Sinergia con la infraestructura
La consolidación de los 40 MMm3/d en enero es el resultado de la integración del Gasoducto Néstor Kirchner (GPNK) con las nuevas plantas de tratamiento de gas inauguradas recientemente. Esta arquitectura técnica ha permitido “desembotellar” zonas de producción que anteriormente estaban limitadas por la falta de transporte.
De cara al próximo invierno, este volumen de base le da a la compañía una posición de fortaleza para cubrir los picos de demanda residencial sin afectar los compromisos de exportación asumidos para la temporada 2026.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que el desempeño de YPF en el segmento del gas es el motor silencioso que sostiene la salud financiera de la empresa mientras se desarrollan los grandes proyectos de GNL. Producir 40 millones de metros cúbicos diarios de forma constante es una prueba de fuego para la geología de Vaca Muerta y para la capacidad logística de la operadora.
Con este ritmo, YPF no solo cumple su rol de garante energético nacional, sino que se posiciona como el principal player regional, capaz de desplazar definitivamente las importaciones y transformar el gas argentino en un producto de exportación estructural para el Cono Sur.
Lo que comenzó como un ambicioso plan de rehabilitación tras 17 años de parálisis, se ha transformado en el presente en la llave maestra para el crudo de Vaca Muerta hacia los mercados asiáticos. El Oleoducto Trasandino (OTASA), operado por el consorcio integrado por YPF, Chevron y la chilena ENAP, atraviesa hoy un presente de consolidación operativa, alcanzando envíos sostenidos que ya promedian los 110.000 barriles diarios.
Tras la exitosa puesta en marcha del oleoducto alimentador Vaca Muerta Norte, la infraestructura trasandina se posiciona como la vía de evacuación más eficiente para los yacimientos del norte neuquino.
El foco de este primer trimestre de 2026 está puesto en la ampliación de la potencia de bombeo. Con una inversión estratégica en la estación cabecera de Puesto Hernández, las operadoras buscan llevar la capacidad del sistema a su techo técnico de 115.000 barriles por día.
Este incremento es vital para satisfacer la demanda de la refinería Bío Bío en Chile y, fundamentalmente, para potenciar los cargamentos que desde el puerto de Talcahuano tienen como destino final las refinerías de la Costa Oeste de Estados Unidos y los gigantes energéticos de Asia, evitando los costos logísticos del paso por el Atlántico.
Soberanía logística y competitividad
La operatividad de OTASA ha cambiado la ecuación económica del shale oil. Al permitir una salida directa por el Pacífico, el crudo argentino mejora su netback (precio neto en boca de pozo), reduciendo los tiempos de navegación hacia los mercados de mayor demanda global. Además, la estabilidad del flujo hacia Chile ha fortalecido la integración energética regional, permitiendo que ENAP cubra una parte sustancial de su dieta de crudo con petróleo proveniente de la cuenca neuquina, garantizando previsibilidad a ambos lados de la cordillera.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que la plena vigencia de OTASA es la prueba de que Vaca Muerta ya juega en las grandes ligas del comercio global. Haber recuperado una infraestructura que estuvo muerta por casi dos décadas no fue solo un desafío de ingeniería, sino un triunfo de la diplomacia energética y la visión de largo plazo. Hoy, con el ducto operando al límite de su capacidad, el desafío pasa por la expansión sistémica. La “ruta del Pacífico” ya no es una alternativa de emergencia, sino un activo estratégico que le da a Argentina una flexibilidad exportadora que antes no tenía.
En un movimiento estratégico que redefine la eficiencia operativa en la cordillera, el proyecto Hualilán inició formalmente su fase de producción, convirtiéndose en el primer hito minero de oro bajo la actual administración del Gobierno de San Juan. La operadora Challenger Gold puso en marcha el complejo operativo de transporte de mineral hacia la planta de Casposo, ubicada en el departamento de Calingasta.
Este esquema de “planta de peaje” permite que el proyecto pase de la exploración a la generación de flujo de caja sin la necesidad inmediata de construir una infraestructura de procesamiento propia en el sitio.
El operativo logístico implica un despliegue sin precedentes de transporte pesado que conectará el yacimiento en Ullum con la planta de Austral Gold en Casposo, a unos 250 kilómetros de distancia.
Para esta etapa inicial, se ha destinado una inversión operativa estimada en u$s 15 millones, orientada a la puesta a punto de los circuitos de flotación de la planta (adaptados específicamente a la metalurgia de Hualilán) y a la contratación de servicios de logística y campamentos. Esta sinergia permite optimizar la capacidad ociosa de Casposo y acelera los tiempos de comercialización del concentrado sanjuanino.
Impacto en el empleo y potencial del recurso
La reactivación de Hualilán no es solo un avance técnico; es un motor de empleo inmediato para los proveedores de servicios industriales de la provincia. Con un recurso estimado de 2.8 millones de onzas de oro equivalente, el proyecto se posiciona como una de las realidades más tangibles para las exportaciones mineras de mediano plazo. La agilización de los permisos ambientales y la coordinación entre el Ministerio de Minería y las empresas operadoras han sido las piezas clave para que este “test drive” de producción comience antes de lo previsto originalmente.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que la alianza Hualilán-Casposo marca el inicio de una nueva era de “minería inteligente” en Argentina. Ante los altos costos de capital (CAPEX), el uso compartido de infraestructura existente es la vía más rápida para transformar recursos enterrados en riqueza genuina.
San Juan demuestra que la seguridad jurídica se traduce en hechos: ver camiones con mineral circulando por las rutas es la señal más clara de que la provincia ha pasado de la retórica de la “potencialidad” a la ejecución productiva de clase mundial.
La minería en la Región Sur de Río Negro suma un nuevo capítulo de previsibilidad y desarrollo con el avance del proyecto “Gran Esperanza”. La operadora canadiense Golden Goose Resources Ltd. ratificó una inversión inicial de u$s 4 millones destinados exclusivamente a la fase de exploración de oro y plata en las cercanías de Los Menucos.
Este desembolso no solo busca confirmar la riqueza metalífera de la zona, sino que se ejecuta bajo un esquema de “licencia social activa”, donde la coordinación entre el sector privado, el municipio y la Dirección de Minería provincial resulta fundamental.
El hito técnico de esta etapa se centra en la unificación de criterios ambientales. En una mesa de trabajo integrada por la intendenta Mabel Yahuar y autoridades mineras de Río Negro, se establecieron los protocolos de control para tres ejes críticos: la gestión eficiente del agua en un entorno de estepa, el tratamiento de residuos industriales y la disposición final del material de rechazo.
Esta articulación busca que el proyecto crezca con estándares internacionales desde su génesis, brindando seguridad jurídica a los inversores y tranquilidad a la comunidad local.
Regularización y proveedores locales
La apuesta de Golden Goose tracciona, además, la formalización de toda la actividad extractiva en la región. Según datos oficiales, el 80% de las canteras de piedra laja de la zona ya han regularizado sus Declaraciones Juradas Ambientales, creando un ecosistema minero mucho más robusto.
Para “Gran Esperanza”, la empresa se ha comprometido a priorizar la contratación de mano de obra y servicios locales, transformando la inversión de capital en un motor de empleo indirecto para la Región Sur durante la actual campaña de perforación y prospección.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que el caso de Los Menucos es un modelo a seguir para la pequeña y mediana minería metalífera. El desembolso de u$s 4 millones es una cifra significativa para una etapa exploratoria y demuestra que, cuando existen reglas claras y controles ambientales unificados, el capital llega.
La clave aquí es la integración: no se trata de una empresa operando de forma aislada, sino de un proyecto que se acopla a la realidad productiva de la zona (la laja y la ganadería), demostrando que la minería sustentable es el camino para diversificar la matriz económica rionegrina.
En lo que marca el regreso de la actividad exploratoria de alta complejidad a la provincia tras casi una década, la UTE conformada por Quintana Energy y TSB inició formalmente la campaña de adquisición de datos sísmicos 3D en el bloque Cañadón Amarillo.
Con una inversión inicial de u$s 4 millones, la operadora busca desentrañar la geología de la lengua mendocina de Vaca Muerta en una superficie de 202,5 kilómetros cuadrados, un área que hasta hoy carecía de información tridimensional precisa y solo contaba con registros 2D obsoletos.
El despliegue técnico es masivo e incluye el uso de 10 vibradores sísmicos que trabajan en terreno para capturar datos que permitirán construir un modelo de subsuelo de alta fidelidad. Este avance tecnológico ha permitido que la compañía, liderada por su CEO Carlos Gilardone, acelere sus planes operativos: la perforación de los dos pozos pilotos hacia la formación no convencional, originalmente prevista para 2027, se adelantará al segundo semestre de 2026.
El objetivo estratégico es identificar las “zonas calientes” (sweet spots) para definir las locaciones de perforación con el menor riesgo geológico posible.
El respaldo político y el legado de YPF
La relevancia del proyecto fue ratificada por el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, quien junto a la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, supervisó las operaciones en campo. Cañadón Amarillo es un activo que cobró nueva vida tras el proceso de optimización de activos maduros de YPF; lo que antes era un área periférica para la petrolera nacional, hoy se posiciona como la punta de lanza del shale mendocino bajo la gestión ágil de Quintana.
La extensión de la concesión hasta 2036 asegura un horizonte de previsibilidad para este nuevo clúster en el departamento de Malargüe.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que la apuesta de Quintana Energy es una señal de madurez necesaria para el sector. Mendoza no registraba tareas de sísmica 3D desde 2017, y que una operadora independiente asuma el riesgo de “iluminar” la roca madre es el paso fundamental para que Vaca Muerta deje de ser un fenómeno exclusivamente neuquino.
Si los datos procesados confirman la prospectividad esperada, Cañadón Amarillo podría convertirse en el motor que Mendoza necesita para revertir el declive de su producción convencional, transformando áreas históricas en un renovado hub de crecimiento energético.
En un movimiento que eleva el estándar de la infraestructura vial en el corazón de la Cuenca Neuquina, la empresa Servicios Confluencia —referente con tres décadas de trayectoria en el sector— concluyó la pavimentación del bypass en la estratégica intersección de las Rutas 7 y 17.
No se trata de una obra vial más: es la implementación de un sistema de pavimento rígido de alta resistencia diseñado para soportar el flujo incesante de los equipos de fractura y el transporte de arenas, proyectando una vida útil que supera los 30 años, triplicando la durabilidad del asfalto convencional en zonas de alto impacto.
La ejecución técnica marcó un hito con el desembarco de la pavimentadora Wirtgen SP25, una pieza de ingeniería alemana de encofrado deslizante que es única en la región. Este equipo opera con el sistema AutoPilot 2.0, permitiendo una pavimentación de precisión milimétrica mediante topografía 3D, prescindiendo de los tradicionales hilos de guía y optimizando los tiempos de obra en un entorno donde cada minuto de demora logística se traduce en costos operativos para las operadoras.
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La planta instalada en el lugar alcanzó ritmos de producción de entre 200 y 350 metros cúbicos de hormigón diarios, utilizando cemento de alta performance CPN 50.
Sostenibilidad y Eficiencia en la Meseta: Más allá de la potencia de la maquinaria, el plan de ingeniería destacó por su compromiso con la eficiencia de recursos. La utilización de áridos locales (bajo estrictas normas IRAM 1512 y 1531) no solo garantizó la solidez estructural, sino que redujo significativamente la huella de carbono al minimizar los fletes de larga distancia.
Esta sinergia entre tecnología de punta y aprovechamiento de canteras zonales demuestra que la madurez de Vaca Muerta ya no solo se mide en barriles, sino en la calidad de la arquitectura sistémica que sostiene su operación.
Visión de Runrún Energético
Desde Runrún observamos que la obra de Servicios Confluencia es el ejemplo perfecto de cómo la industria local está respondiendo al desafío de la escala. El bypass de Añelo era un cuello de botella logístico que amenazaba el ritmo de evacuación y servicios. Al optar por hormigón de alta tecnología y equipos automatizados, se abandona la lógica del “parche” asfáltico para pasar a una infraestructura de clase mundial.
Esta es la verdadera “pavimentación 4.0”: obras que no necesitan mantenimiento constante y que permiten que el flujo hacia los yacimientos sea previsible, seguro y eficiente.
Participarán los principales líderes y referentes del sector del Oil&Gas
La ciudad de Neuquén será escenario de una nueva edición de Vaca Muerta Insights, un encuentro que reunirá a los principales referentes del sector de Oil & Gas para analizar el escenario de inversiones, los desafíos operativos y las perspectivas de desarrollo en la formación no convencional.
El evento, organizado por EconoJournal, La Mañana de Neuquén y Más Energía, se realizará el próximo 17 de marzo desde las 8 AM en el Casino Magic y convocará a CEOs, autoridades provinciales y nacionales, y ejecutivos de las principales compañías que operan en Vaca Muerta.
Agenda del Vaca Muerta Insights
La agenda contará con la participación de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, quien asistirá por primera vez a este evento en la provincia. También estará presente el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
A su vez, los paneles estarán a cargo de Horacio Marín (YPF); Ricardo Ferreiro (Tecpetrol); Ana Simonato (Chevron); José Biondi (Vista Energy); Julián Escuder (Pluspetrol); Sergio Mengoni (TotalEnergies); Horacio Turri (Pampa Energía); Ricardo Hösel (Oldelval); y Pablo Fiscaletti (QM).
Un momento de expansión y nuevos desafíos
Vaca Muerta atraviesa una etapa de expansión marcada por la construcción de proyectos estratégicos de infraestructura vinculados al midstream, al transporte y a la evacuación de petróleo hacia el Atlántico. Este proceso, clave para sostener el crecimiento de la producción, abre al mismo tiempo interrogantes sobre el financiamiento de las inversiones en upstream, especialmente en lo relativo a la perforación de nuevos pozos durante 2025 y 2026.
El escenario internacional también agrega un componente de análisis. Con el precio del crudo moviéndose en torno a los US$ 60 por barril, las compañías deberán evaluar cómo optimizar costos, garantizar eficiencia y sostener los planes de desarrollo en un contexto de mayor selectividad financiera. Es por esto que el encuentro buscará ofrecer una mirada estratégica sobre cuánto puede crecer la inversión en Vaca Muerta este año y cuáles serán las variables determinantes para consolidar el ritmo de actividad.
Infraestructura, LNG e innovación
Uno de los ejes centrales del debate será el avance de proyectos considerados críticos para la próxima etapa de desarrollo, como la iniciativa de LNG de Southern Energy y los proyectos de NGL’s vinculados a la separación y procesamiento de líquidos.
En la jornada se abordarán los desafíos en materia de innovación tecnológica, la evolución del sector de servicios y las tensiones en la cadena de suministro, en un contexto en el que la actividad no convencional se expande tanto hacia el norte como hacia el sur de la cuenca neuquina.
El encuentro propone hacer un doble clic sobre los cuellos de botella operativos y las oportunidades que surgen a partir de la ampliación del desarrollo territorial de Vaca Muerta.
Un espacio para anticipar el rumbo
Con la industria en una fase de redefinición estratégica —marcada por la necesidad de ampliar infraestructura, sostener niveles de inversión y consolidar mercados de exportación— Vaca Muerta Insights tiene como objetivo construir un espacio para anticipar tendencias y contrastar visiones entre el sector público y privado.
La jornada buscará aportar claridad sobre el potencial de crecimiento de la producción, las condiciones macroeconómicas necesarias para apuntalar nuevas inversiones y el papel que jugarán los proyectos de infraestructura en la consolidación de Vaca Muerta como plataforma exportadora de energía.
El 4 y 5 de marzo, la Ciudad de Buenos Aires será escenario de FES Argentina Renewables & Storage, el encuentro presencial más importante de Hispanoamérica para el sector de energías renovables y almacenamiento, que además contará con transmisión en vivo para toda la región.
Con la participación de cientos de ejecutivos C-Level, funcionarios de primer nivel y referentes técnicos, el evento concentrará a las compañías que están definiendo el nuevo ciclo de inversión energética en Argentina y el Cono Sur.
El eje de esta edición estará puesto en el ecosistema tecnológico que sostiene la expansión renovable y el crecimiento del almacenamiento. Fabricantes globales, integradores de sistemas, desarrolladores, utilities, fondos de inversión y proveedores estratégicos compartirán un mismo espacio de análisis y networking, en un contexto donde las decisiones de inversión exigen mayor eficiencia, bancabilidad y adaptación regulatoria.
Entre los actores tecnológicos de alcance global se destacan Sungrow, JA Solar, Jinko, CATL, Kehua Tech, APSystems, Arctech y GCL, compañías que lideran el desarrollo de módulos fotovoltaicos, inversores, baterías y estructuras solares. Su presencia refleja el interés estratégico por un mercado que busca consolidar proyectos competitivos bajo esquemas contractuales privados y con creciente integración de almacenamiento.
El segmento de almacenamiento tendrá un rol central con empresas como CATL y Flexgen, referentes en soluciones BESS e integración de sistemas, en un momento donde Argentina comienza a establecer señales concretas para este segmento. La experiencia internacional de estos jugadores aporta una visión clave sobre costos, escalabilidad y modelos de negocio en mercados en transición.
En energía eólica, la participación de fabricantes como Goldwind y Vestas confirma la vigencia de una tecnología que continúa siendo estructural en la matriz renovable argentina. A su vez, empresas como Gamechange Solar, Meteocontrol y SolarCleano aportan innovación en optimización de rendimiento, monitoreo y mantenimiento, variables determinantes en un entorno de mayor competencia.
El bloque de generadores y utilities estará representado por compañías como Genneia, 360Energy, PCR, YPF Luz, TotalEnergies, Coral Energía, SECCO, Helius Energy y Aluar, protagonistas de proyectos estratégicos y contratos corporativos en el país. Su participación permite anticipar discusiones vinculadas a expansión de capacidad, integración de almacenamiento y estrategias comerciales bajo el nuevo marco regulatorio.
El ecosistema se completa con actores financieros y aseguradores como FMO y Marsh, junto a empresas especializadas como BLC Power Generation, LH Energy, Solar DQD, Coarco, Compet, Akribis, Runco y Singsun, consolidando una cadena de valor integral que abarca desarrollo, construcción, operación y cobertura de riesgos.
Este despliegue empresarial se produce en un contexto de profunda transformación estructural del mercado energético argentino. Tras el cambio de administración nacional, el país avanza desde un esquema históricamente centralizado hacia un modelo orientado al libre mercado y a la atracción de inversión privada.
La Resolución SE N° 400/2025 marca un punto de inflexión al promover la transición hacia contratos bilaterales privados a través del Mercado a Término (MAT) como mecanismo principal de abastecimiento. Los distribuidores del MEM deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta de energía y reforzando la competencia.
En este nuevo esquema, CAMMESA asume un rol de coordinación activa como administrador del registro de contratos, publicando precios de referencia y supervisando liquidaciones. El MAT se consolida así como vehículo central para la expansión, en línea con lo avanzado mediante el MATER, que registra 85 solicitudes por 3646,5 MW renovables con prioridad de despacho y otros 51 proyectos adjudicados por más de 2300 MW pendientes de operación comercial.
El almacenamiento también gana protagonismo. La licitación AlmaGBA, con 713 MW adjudicados, establece un precedente de precios e incentivos financieros para nuevos proyectos BESS. En paralelo, Argentina alcanzó 7843 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista, sin considerar grandes hidroeléctricas, con fuerte participación eólica y solar.
En este escenario de redefinición normativa y consolidación tecnológica, FES Argentina Renewables & Storage se posiciona como el ámbito donde se articulan estrategia, innovación y financiamiento. Como el evento más importante de Hispanoamérica en su segmento, reunirá a las empresas más influyentes del sector y a funcionarios de alto nivel para debatir tendencias y oportunidades.
¡No se pierda la oportunidad de participar de FES Argentina 2026!
Argentina se encamina a consolidarse entre los cinco principales productores de carbonato de litio del mundo.
Argus, una de las empresas internacionales líderes en servicios de cotización de materias primas, acaba de lanzar un precio de carbonato de litio para la Argentina. Es el primer precio de un producto de litio que se publica para el país y el primero de litio de Argus en toda América Latina, lo que destaca la creciente relevancia del país como productor referente de litio en el mundo.
En ese sentido, el flamante precio FOB Argentina para carbonato de litio grado batería (99,5%) marca un hito por ser el primero para productos de litio en la región y que expande el portfolio de 22 índices de productos de litio que Argus gestiona a lo largo de tres continentes.
El nuevo producto responde a un interés del mercado en tener precios más transparentes y cercanos a la producción a medida que la Argentina se va consolidando entre los principales países exportadores de carbonato de litio, según lo señalado por el responsable de pricing de litio en América Latina de Argus, Pedro Consoli, ante una consulta de EconoJournal.
«Nuestro objetivo fue crear un índice más cercano de la realidad operativa de las mineras en Argentina. El precio es hecho con base en una fórmula que tiene en cuenta el precio de carbonato de litio de entrega en China, el CIF China, que es un precio evaluado por Argus en charlas con compradores de litio argentino en China. También incluye la tarifa de flete marítimo desde la Argentina hasta China», explicó Consoli.
La referencia para el precio FOB Argentina es China porque alrededor del 80% de las exportaciones argentinas de carbonato de litio actualmente tienen como destino a la nación asiática.
«Estados Unidos es el tercer mayor comprador después de China y Corea del Sur. Con el acuerdo bilateral entre la Argentina y Estados Unidos podría cambiar pero hoy la referencia para los participantes del mercado es China», amplió el representante de Argus.
Litio: las proyecciones de precios para este año y el rol de Argentina en el mapa mundial
El precio CIF China es un índice relevante en la industria del litio, en la medida que el gigante asiático es el principal consumidor y procesador de litio del mundo. Argus Consulting, el equipo de consultoría de la empresa, estima que el precio CIF China del carbonato de litio se mantendrá entreUS$ 16,3 y 18,3 por kilo durante el 2026.
«En materia de precios hemos visto una fuerte tendencia al alza en las últimas semanas de 2025 y en el comienzo de 2026. El precio de carbonato de litio con entrega en China se triplicó desde el mínimo histórico de junio y julio. En enero llegó a un precio de 22,65 dólares por kilo», explicó Consoli sobre el buen momento de los precios del carbonato de litio.
Proyectos de litio en producción, primer semestre 2025. Fuente: Secretaría de Minería de la Nación.
En tanto, las exportaciones argentinas de litio en todas sus variantes totalizaron 71.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE) en 2024, según el último dato anual de la Secretaria de Minería de la Nación. La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) estimó en junio que el país alcanzará un récord de 131.000 toneladas de LCE en 2025.
En Argus Consulting estiman que la Argentina producirá entre 130.000 y 150.000 toneladas de LCE en 2026. La oferta mundial este año se ubicará en 1.67 millones toneladas de LCE.
Las cifras ubican al país entre el cuarto y quinto puesto entre los productores de litio del planeta, por detrás de Australia, Chile y China y compitiendo con Zimbabue. Chile lidera la producción en la región con 275.000 toneladas de LCE en 2024.
Sin embargo, Consoli subrayó que la Argentina podría superar a Chile como segundo productor global de litio hacia mediados de la década del 2030.
El gran salto productivo comenzará a partir del 2028 con el ingreso de producción del proyecto Rincón de Río Tinto, que añadirá 50.000 toneladas de capacidad productiva. El gobierno aprobó el año pasado el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto Rincón.
«Para 2030, la Secretaría de Minería de Argentina proyecta una producción de 418.000 toneladas anuales de LCE, y esta cifra puede crecer y superar las 650.000 toneladas para 2035. Este crecimiento pondría a la Argentina más cerca de competir con Chile, que ya cuenta con una capacidad de producción bastante mayor pero su producción crece en un ritmo más lento», analizó el responsable de pricing de litio en América Latina de Argus.
Genneia prepara un nuevo parque solar de 365 MW en Mendoza con horizonte 2029, un proyecto que podría convertirse en el mayor parque solar de Argentina, bajo una inversión superior a USD 300 millones y que podría estructurarse en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
La iniciativa se enmarca en una estrategia provincial que busca consolidar 1 GW de capacidad instalada en territorio mendocino.
“El parque Mendoza Sur – Diamante todavía debe terminar de dimensionarse, está en plenas conversaciones, pero tendrá más de 360 MW, con lo cual es una inversión de más de 300 millones de dólares”, reveló el presidente de la compañía, Jorge Brito, durante la inauguración de otro proyecto de 180 MW en donde estuvo presente Energía Estratégica.
“Queremos llegar a 1 GW de capacidad instalada en la provincia. Estamos aumentando nuevos contratos para privados, lo que incrementa la capacidad productiva que tiene Mendoza”, afirmó.
Parque solar Anchoris – 180 MW de capacidad
Las declaraciones del bancario y ex-presidente de River Plate se dieron en el marco de la inauguración oficial del parque solar Anchoris (180 MW), que demandó USD 160 millones, incorpora 360000 módulos bifaciales y una producción estimada de 497 GWh anuales, equivalente al consumo de 125000 hogares.
De ese modo, Genneia alcanza alrededor 1,4 GW de capacidad renovable instalada y prevé cerrar el año 2026 con 1,7 GW, de los cuales cerca de 800 MW se ubicarán en Cuyo tras la puesta en marcha de Anchoris y las próximas entradas en operación de San Rafael (140 MW para fines de mayo) y San Juan Sur (129 MW).
“Estamos muy focalizados en los contratos privados. Toda esta oferta agregada que estamos generando la estamos canalizando vía contratos privados”, insistió Brito, en referencia al crecimiento de acuerdos bajo el Mercado a Término.
La expansión del pipeline no sólo responde a la demanda tradicional, dado que desde la compañían ven como un “vertical muy importante” a la minería de cara a sus próximos proyectos; a tal punto que el presidente de la compañía vaticinó que hay uno “muy adelantado” en Mendoza quee abarca generación y transmisión en alta tensión para abastecer la extracción de cobre.
¿Cuál es el estado de las renovables en Argentina? El país suma 7843 MW de potencia verde instalada en el MEM (sin contar grandes centrales hidroeléctricas), mientras el MATER registra 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 proyectos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial. Por lo que la articulación entre generación renovable, almacenamiento y contratos privados será determinante para la expansión del sector.
El reporte también identifica a los grupos económicos con mayor capacidad de expansión y el desembarco de nuevos jugadores internacionales que evalúan inversiones en generación y almacenamiento bajo el rediseño del Mercado Eléctrico Mayorista. (Descargar aquí).
Almacenamiento como nuevo modelo de negocio
El almacenamiento energético aparece como otro eje estructural del crecimiento, producto de la adjudicación en la licitación AlmaGBA para un proyecto BESS de 40 MW en la zona norte de Buenos Aires (entrada en operación prevista para fin de año) y a la espera de nuevos llamados.
“Genneia siempre tiene la obligación de estar en el liderazgo de las nuevas tecnologías en el tema renovable, por lo que sí vemos el tema de baterías”, sostuvo Bernardo Andrews, CEO de Genneia, al ser consultado sobre el tema tras la inauguración del parque solar Anchoris.
Ahora el foco está puesto en la inminente convocatoria nacional AlmaSADI, que proyecta entre 600 y 700 MW de sistemas BESS para reemplazar generación forzada en distintos nodos de Argentina.
Bernardo Andrews – CEO de Genneia
“Esperamos que haya pliegos, estudiarlos bien y deberíamos estar preparados para seguir aportando al sistema con soluciones, especialmente aquellas que son de un costo competitivo y que se pueden construir rápidamente, porque el sistema está muy restringido”, indicó el ejecutivo.
Sin embargo, advirtió sobre variables externas que impactan en los costos, entre las que se incluye el contexto económico – político internacional y las medidas impositivas de países líderes en la materia.
“La situación de China como exportador de componentes está agregando incertidumbre, debido a que antes tenía un proceso de devolución de IVA de exportaciones, pero hoy no existe más y entonces se debe analizar a qué costo se puede ofrecer al sistema una solución competitiva”, planteó.
“Hay un poquito de incertidumbre en el mercado en este momento, por temas de componentes, por temas de cambios regulatorios, y Genneia tiene que ser líder, ser muy ágil en resolver esa incertidumbre”, concluyó.
Con un nuevo proyecto solar de 365 MW en evaluación, el objetivo de 1 GW en Mendoza, expansión en minería y una estrategia activa en almacenamiento, Genneia profundiza su posicionamiento en el mercado renovable argentino bajo un esquema de contratos privados, estabilidad fiscal y crecimiento estructural en nuevos modelos de negocio hacia 2029.
El el sector energético peruano enfrenta un escenario de alta incertidumbre regulatoria, a dos meses de las elecciones presidenciales y con un 30% del electorado aún indeciso (según la última encuesta de CPI). La reglamentación de la Ley N° 32249, el esquema de licitaciones para distribuidoras y el desarrollo del mercado de servicios complementarios quedan condicionados a un calendario político que podría redefinir prioridades entre abril y julio.
El nuevo presidente interino JoséBalcázar, proveniente de Perú Libre, ha enviado señales de estabilidad institucional. Según explicó Brendan Oviedo, socio del área de Energía y Cambio Climático de Hernández & Cía, el mandatario “quiere continuidad”.
En esa línea, Balcázar designó a Hernando de Soto como presidente del Consejo de Ministros y ratificó en sus cargos a la ministra de Economía y Finanzas, Dennis Miralles, así como a otros integrantes del gabinete. Las autoridades jurarán hoy 24 de de febrero, en un intento por proyectar previsibilidad política y económica en medio del proceso electoral, y presentarán a todo el gabinete.
Sin embargo, el margen de acción es limitado. Restan siete semanas hasta los comicios y luego un período de transición hasta el 28 de julio hasta que asuma el presidente electo. En ese contexto, Oviedo advirtió: “Se moverán con mucha cautela, al menos hasta las elecciones, para justamente tratar de evitar cualquier tipo de situación que pudiese afectar los votos”..
La preocupación del mercado no se concentra únicamente en este tramo previo a la votación, sino en el período posterior. “A mí más me preocupa lo que podría pasar después… una vez ya hayan habido las elecciones, qué podría hacer el presidente en esos dos meses que faltan”, afirmó el especialista, en referencia al lapso entre abril y la asunción del nuevo Gobierno.
El proceso de reglamentación de la Ley 32249 es uno de los puntos más sensibles. La norma, destinada a dinamizar las licitaciones de suministro eléctrico por parte de las distribuidoras, abrió comentarios en abril del año pasado y ya habría recibido observaciones técnicas del sector. No obstante, aún no se publica el texto definitivo. “Yo personalmente no le veo mucha esperanza que se publique en este gobierno, aunque espero equivocarme”, reconoció Oviedo respecto a un avance inmediato.
Desde el punto de vista técnico, el documento debería estar consolidado. Sin embargo, la decisión política sobre su publicación, o una eventual nueva ronda de comentarios, dependerá del contexto electoral.
Además, Perú registra una cartera solar fotovoltaica amplia con 13116,1 MW en tramitación ambiental con Estudios de Pre-Operatividad aprobados, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica en base a datos de Osinergmin, distribuidos en 65 proyectos. Sin embargo, solo 11 de ellos cuentan con concesión definitiva, lo que representa apenas 2,3 GW habilitados formalmente para avanzar a etapa de construcción.
Por otro lado, el mercado de servicios complementarios enfrenta un escenario incluso más incierto, según apuntan desde el sector..Este componente resulta estratégico para la integración de mayor capacidad renovable, ya que define señales económicas vinculadas a flexibilidad y respaldo del sistema.
En paralelo, el reglamento para la coordinación operativa en sistemas aislados —que habilitaría la participación del COES— estaría más avanzado y en etapa final dentro de la Presidencia del Consejo de Ministros.
Si bien el Perú mantiene una percepción de estabilidad macroeconómica, Oviedo advierte que el trasfondo estructural es la falta de continuidad institucional. “No solo no hay continuidad de los funcionarios públicos que tienen que tomar decisiones, sino tampoco hay un plan que establezca un cronograma con hitos claros, con objetivos”, analizól socio de Hernández & Cía.
En un contexto de recambios frecuentes de ministros, viceministros y directores generales, y ante la ausencia de una hoja de ruta formal, la ejecución normativa termina dependiendo de decisiones individuales, lo que genera mayor incertidumbre en el sector y dificulta la planificación de mediano y largo plazo.
En el frente electoral, las últimas encuestas posicionan a Rafael López-Aliaga, del partido Renovación Popular, al frente de la intención de voto, seguido por Keiko Fujimori y Carlos Álvarez, mientras que cerca del 30% de los votantes aún no decide su opción. Ese nivel de indefinición incrementa la cautela en el mercado energético, que aguarda señales sobre la orientación que adoptará la próxima administración respecto a licitaciones, planificación y reglas de mercado.
En definitiva, la definición presidencial no solo configurará el mapa político del país, sino que determinará la velocidad —o la postergación— de la agenda regulatoria energética. “El cambio de jugadores hace difícil que se mantenga el nivel del juego”, concluyó Oviedo.
La contienda presidencial en Colombia se desarrolla en paralelo a 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.
Ambos mecanismos definirán el perfil de generación de la próxima década y condicionarán la percepción de riesgo del país. En este contexto, fuentes del sector consultadas por Energía Estratégica coinciden en que el eje del debate no debería ser ideológico sino técnico.
Entre los nombres con mayor visibilidad aparecen Iván Cepeda, Abelardo de la Espriella y Paloma Valencia. También se mencionan Mauricio Cárdenas, David Luna, Juan Daniel Oviedo, Sergio Fajardo y Claudia López, aunque la atención está puesta sobre los primeros tres.
Actualmente, el sector sostiene que ninguno de los principales aspirantes ha presentado una hoja de ruta detallada sobre cómo articular la expansión renovable, el BESS, la remuneración de capacidad y el rol del gas natural en la transición. Las propuestas públicas se concentran en conceptos generales —transición energética, reducción de emisiones o tarifas “justas”— sin profundizar en instrumentos regulatorios, señales económicas o esquemas de mercado.
El próximo gobierno asumirá con un sistema que proyecta posibles tensiones hacia 2027–2028, en un escenario donde la expansión solar avanza más rápido que la incorporación de capacidad firme. Sin almacenamiento masivo ni señales claras de potencia, la seguridad nocturna continuará dependiendo de hidráulicas y térmicas.
En paralelo, el diseño del cargo por confiabilidad será determinante para definir qué tecnologías recibirán señales de largo plazo. La discusión no es menor: allí se juega la remuneración de capacidad, la firmeza reconocida y la sostenibilidad financiera de nuevos proyectos.
Referentes del mercado advierten que el verdadero desafío será equilibrar el trilema energético: sostenibilidad ambiental, seguridad del suministro y asequibilidad tarifaria. Alterar ese balance con decisiones de corto plazo puede afectar la inversión y continuidad del servicio.
Actores consultados remarcan que la independencia de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) será clave para mantener decisiones técnicas alejadas de ciclos electorales. La claridad en reglas de capacidad, expansión de redes y tratamiento tributario impacta directamente en la bancabilidad de proyectos.
Para el capital internacional, la previsibilidad institucional pesa más que la orientación política. La inversión fluye hacia jurisdicciones con reglas consistentes y señales sostenidas en el tiempo.
En un momento en que el país define simultáneamente su marco contractual de largo plazo y su esquema de firmeza, el debate presidencial trasciende la retórica ambiental. El próximo mandatario no solo heredará una agenda de transición, sino también la responsabilidad de garantizar que las señales regulatorias permitan expandir la generación sin comprometer estabilidad ni competitividad.
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