El Gobierno Nacional realizó la apertura de las ofertas técnicas en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional para la venta del paquete accionario que el Estado Nacional posee en CITELEC S.A., sociedad controlante de Transener, principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión del país.
En esta etapa se presentaron 3 empresas interesadas en la compra, que formalizaron sus antecedentes conforme a los requisitos establecidos en el pliego, informó el ministerio de Economía.
Las empresas que ofertaron son: Genneia y Grupo Edison en forma conjunta; Central Puerto SA, y Edenor.
La operación se inscribe dentro del proceso de privatización de activos y actividades de la estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA). “Representa un paso relevante en la reorganización del sector energético”, señaló Economía.
Transener administra infraestructura estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV y una red que se extiende aproximadamente 3.700 kilómetros entre el norte y el sur del país, dimensión que refleja la relevancia técnica y territorial del sistema bajo concesión.
La venta de las acciones de CITELEC da por concluido un período excepcional en el que el Estado participó directamente en la actividad de transmisión y transformación de energía eléctrica y restablece el esquema previsto en el Marco Regulatorio Eléctrico, según el cual la prestación del servicio público de transporte debe ser realizada prioritariamente por el sector privado, bajo control y regulación estatal.
El cronograma continuará con la apertura de las ofertas económicas de aquellas empresas que hayan calificado técnicamente, “que serán informadas oportunamente”, se indicó. Se prevé la adjudicación en el mes de junio, conforme los plazos establecidos en el pliego licitatorio.
El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, sostuvo que “en el cortísimo plazo, el aumento de precios del petróleo y del gas natural licuado (GNL) que se produjo en el mundo (como consecuencia de los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán, y el cierre del tráfico de buques en el Estrecho de Ormuz) , tiene un efecto negativo en general en todas las economías”.
En lo específico de la Argentina “se tiene un ingreso de dólares mayor, porque exportamos el 40 % del petróleo que producimos, y en lo fiscal vamos a tener mayor recaudación por retenciones a las exportaciones de petróleo”, explicó González durante una entrevista en el marco del “AmCham Summit 2026” realizado en Buenos Aires.
Pero el funcionario advirtió que, por otra parte, “tendremos que definir el impacto negativo del precio del GNL en la generación de energía eléctrica y también el aumento del precio del gasoil”, en tanto insumo para usinas, el transporte, y la actividad agropecuaria.
González argumentó ante un auditorio con mayoría de directivos de empresas estadounidenses que operan en Argentina que “en términos generales, el impacto del conflicto es moderadamente positivo. Lo importante es el impacto a largo plazo”.
“En el largo plazo, lo que ha habido es un cambio claro de prioridades en el mundo, de sustentabilidad energética a seguridad energética”, señaló González, y agregó que “en ese sentido, países como el nuestro, que tiene un recurso increíble (reservorios no convencionales de hidrocarburos), un ecosistema de compañías que funciona bien, una macroeconomía que funciona bien, y estás lejos (geográficamente) de los conflictos, ha tenido un impacto muy positivo, por el interés que estamos viendo en los proyectos de energía en Argentina”.
Acerca de la importante suba de precios de los combustibles a nivel local registrada desde marzo, González señaló que, no obstante, “no instalamos un barril criollo, ni intervenimos artificialmente en los precios”.
La semana pasada la petrolera de mayoría accionaria estatal YPF anunció que no aumentaría sus precios durante los próximos 45 días. Criterio que habrían adoptado otras importantes marcas del mercado local.
El funcionario afirmó que “las empresas refinadoras y productoras, se autorregularon, y solas decidieron en qué medida hacían el pass through a precios, sin ninguna intervención del gobierno. Ese es un cambio fundamental. A veces, no hacer algunas cosas es tan importante como hacerlas”.
“Dejamos que el sector privado se autorregule porque ese mismo sector sabe que, en la medida en que estas condiciones se mantengan, la posibilidad de hacer negocios y de maximizar el potencial de los recursos que tiene es inmensa, con lo cual claramente yo siento que estamos todos en el mismo barco”, señaló en referencia al gobierno nacional y las empresas.
La vuelta al capitalismo
Acerca de los logros de la gestión del gobierno nacional que él integra, el Secretario González destacó que “el más importante es la vuelta de Argentina al capitalismo, eso hace que sea un país donde los inversores digan, acá quiero estar”.
Y describió: “macro ordenada, vas a invertir en un país donde sabés que los impuestos no van a subir, que van a tender a bajar, donde claramente la inflación va a bajar”. “Hay exportaciones porque hay gente que está dispuesta a volver a invertir en Argentina”.
Hizo hincapié en el marco normativo favorable para los inversores: “A partir de la Ley Bases, los cambios en la Ley de Hidrocarburos, en el gas, en el marco regulatorio eléctrico, donde ponemos la maximización de recursos, y los precios internacionales en el centro de la política energética, donde (como gobierno) nos restringimos como reguladores”.
Agregó que “el RIGI tiene un impacto muy grande, la (reforma de la) Ley de Glaciares para la minería y todo lo que hacemos en la Secretaría de Energía y en la Secretaría de Minería, desde quitar precios mínimos para las exportaciones de gas, autorizaciones, exportaciones de largo plazo”.
González remarcó que “todo eso genera un nivel de certeza muy grande. Lo más relevante es haber vuelto a un país normal”.
El RIGI y sus resultados
González enfatizó que “el RIGI (Incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios por 30 años para grandes inversiones) hasta ahora ha sido una historia de éxito. Extendimos el régimen 1 año más (hasta julio de 2027), y en simultáneo incluimos (su aplicación para) el desarrollo del upstream”.
“Ya hay 2 proyectos que ingresaron, hoy espero que ingrese un tercero. Ya tengo contados otros 7 u 8 que sé que van a entrar, y le queda 1 año y pico al RIGI”, se entusiasmó.
“El RIGI permite que dentro del campo (petrolero-gasífero) puedas desarrollar pozos o áreas que no tenías previsto desarrollar, porque los economics eran muy justos”, argumentó el funcionario, “permite que se adelanten inversiones, porque este régimen está vigente hasta julio del 2027, y vamos a ver un aumento de inversiones en el sector de petróleo y gas fortísimo en los próximos 18 meses”.
Proyecciones de producción
González puntualizó que “tuvimos récord de producción de petróleo sobre finales del año pasado, 890.000 barriles diarios de petróleo. Creo que vamos a tocar el millón de barriles de producción de petróleo este año”.
Acerca del gas natural sostuvo que “en la medida que tengamos las terminales de licuefacción, y estamos a poco más de un año de tener la primera, va a haber un crecimiento muy fuerte de la producción”.
“De acá a cinco años, Argentina tendrá una balanza comercial energética y minera de 60 mil millones de dólares sumando estos dos sectores”, aseveró Gonzalez.
Y remarcó “no estamos hablando del potencial de los recursos, que es importante a largo plazo, sino que estamos hablando de proyectos concretos en 5 años, no en 20”. “En la medida que mantengamos este rumbo, no existirá más la restricción externa” (por escasez de divisas).
Edenor puso en marcha la nueva Subestación Martínez, una obra que incorpora tecnología de última generación para optimizar la eficiencia operativa, fortalecer la conexión con los clientes y mejorar la calidad del servicio eléctrico.
Edenor puso en marcha la Subestación Martínez, una obra destinad a reforzar la red eléctrica en el norte del conurbano. La construcción de una subestación eléctrica es una de las inversiones más relevantes dentro de los planes de expansión y modernización de las redes de distribución y transporte de energía.
Se trata de obras complejas, intensivas en capital y con plazos que pueden extenderse durante varios años, pero que resultan clave para acompañar el crecimiento de la demanda, mejorar la calidad del servicio y aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico. Como parte de su plan de inversiones, Edenor puso en marcha la nueva Subestación Martínez, una obra que incorpora tecnología de última generación para optimizar la eficiencia operativa, fortalecer la conexión con los clientes y mejorar la calidad del servicio eléctrico.
Inauguramos la subestación Martínez.
Una obra que fortalece la red eléctrica y acompaña el crecimiento de los municipios de San Isidro y Vicente López, beneficiando a más de 80.000 clientes.
El proyecto incluye dos unidades transformadoras principales de 132/13,2 kV y 80 MVA de potencia. La infraestructura está compuesta por dos edificios arquitectónicamente independientes: uno destinado a instalaciones de alta tensión y otro a media tensión. Ubicada en una zona de alto tránsito, la subestación presenta un diseño discreto y moderno, con una identidad visual reconocible. Los transformadores se encuentran al frente, parcialmente ocultos por una cortina metálica que constituye el “corazón” de la subestación, cumpliendo criterios de seguridad e integración estética.
Se destaca la tecnología GIS en alta tensión, con equipos encapsulados y aislados en gas SF₆, lo que permite reducir las distancias eléctricas y minimizar todo tipo de riesgo. Además, se instalaron más de 71.000 metros de red subterránea de media tensión y 540 metros de red subterránea de alta tensión (132 kV).
Beneficios
La nueva subestación beneficia a más de 80.000 clientes de San Isidro y Vicente López, abasteciendo hogares, industrias, comercios y pymes. Con esta puesta en servicio, Edenor reafirma su compromiso con la modernización de la infraestructura eléctrica y la mejora continua del servicio, garantizando mayor eficiencia y seguridad en la distribución de energía para acompañar el crecimiento de la demanda en los próximos años.
El gobernador Claudio Vidal encabezó la misión que busca inversores para el desarrollo de no convencional en Santa Cruz.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y directivos de Compañía General de Combustibles (CGC) encabezaron este martes una misión técnica e institucional en Calgary, en Canadá, con el objetivo de posicionar a Palermo Aike, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Austral, como un posible desarrollo shale a futuro en la Argentina detrás de Vaca Muerta.
En un encuentro organizado por el Gobierno de Alberta y el Canadian Global Energy Forum en el McDougall Centre de Calgary, ante un centenar de 100 especialistas de operadoras, empresas de servicios y entidades financieras, se expusieron los parámetros técnicos del play. La presentación técnica estuvo liderada por Pablo Chebli, miembro del directorio de CGC, y Jaime Álvarez, ministro de Hidrocarburos y Minería de Santa Cruz.
Durante la exposición, Chebli analizó las propiedades geológicas y de reservorio de la formación, estableciendo analogías con sistemas petroleros de Estados Unidos. “Palermo Aike tiene el potencial para convertirse en el próximo desarrollo shale de la Argentina. Las características de la roca son similares e incluso mejores en ciertos casos que algunos shales de cuencas de Estados Unidos que han sido desarrolladas exitosamente”, explicó el directivo.
Asimismo, se enfatizó la eficiencia en el CAPEX inicial gracias a la capacidad instalada. “La cuenca cuenta con infraestructura de producción y transporte preexistente, así como con instalaciones de exportación con acceso tanto al océano Pacífico como al Atlántico, lo que reduce significativamente las inversiones requeridas”, detalló Chebli.
Pablo Chebli, integrante del directorio de CGC expuso sobre la tarea exploratoria de la compañía en los bloques en Palermo Aike.
Por su parte, el gobernador Vidal destacó la recepción de la propuesta técnica y adelantó los hitos operativos para el corto plazo: “En la segunda parte del año, YPF retomará la perforación en Palermo Aike, lo que permitirá contar con más y mejor información para reducir riesgos y atraer nuevos interesados”.
“Tenemos más de 80 años de historia en la actividad y una oportunidad concreta con Palermo Aike. No es una expectativa, es una realidad que puede abastecer de energía a la Argentina y a la región durante décadas”, señaló el mandatario patagónico. Para eso anticipó que su gobierno, que recientemente bajó regalías, en los próximos meses avanzará con nuevas licitaciones de áreas.
El gobernador subrayó que la competitividad de Santa Cruz no se limita únicamente a sus recursos naturales, sino que también se apoya en condiciones estructurales. “No se trata solo de lo que tenemos en el subsuelo. Tenemos una sociedad que apuesta al trabajo, mano de obra calificada, infraestructura, energía disponible y capacidad logística para acompañar cualquier proyecto productivo”, explicó.
El trabajo de CGC en los bloques no convencionales
CGC presentó además el estado de situación de sus bloques y los resultados de los trabajos de exploración realizados, al tiempo que abrió la convocatoria a compañías interesadas en farm-ins o esquemas de colaboración para futuros pozos exploratorios y potenciales desarrollos a escala comercial.
El despliegue de la misión coincide con el nuevo marco regulatorio de Santa Cruz, que implementó un esquema de regalías del 5% por un plazo de diez años para la formación. Esta política de incentivos fiscales, sumada a la operatividad del RIGI para proyectos de upstream, busca maximizar la tasa de retorno y acelerar la curva de aprendizaje en el área.
La misión público-privada que llegó a Calgary para promover la actividad petrolera y minera de la provincia.
Desde la delegación destacaron la relevancia de la articulación público-privada en la misión: “La presencia conjunta de la empresa, el gobierno provincial y los sindicatos marca un hito. Estamos mostrando una visión alineada y un compromiso común para impulsar este proyecto”, señaló Rodrigo Fernández, Chief Of Staff de CGC.
La agenda en Canadá, que concluirá este jueves, contempla visitas a campos no convencionales y centros de I+D para evaluar tecnologías de perforación y completación optimizadas para condiciones climáticas extremas, factor crítico para la viabilidad operativa en la Cuenca Austral.
Por parte de la representación gremial, estuvo el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Dante Llugdar, quien viajó al país del norte junto al Secretario Adjunto, Luis Gustavo Villegas. “Hoy estamos viendo un modelo que realmente nos impacta. Lo vemos con una sana envidia, pero también con la convicción de que, con trabajo y nuevos desafíos, podemos lograrlo en Santa Cruz”, expresóLlugdar.
Metalúrgica CAMSA viene incorporando capacidades que apuntan a fortalecer la eficiencia y la calidad del servicio. Entre ellas, se destacan dos desarrollos: el láser cladding y el banco de pruebas de transmisiones.
El desarrollo del oil & gas viene elevando los estándares sobre toda la cadena de valor. Hoy, las operaciones demandan mayor confiabilidad, precisión y capacidad de respuesta sobre equipos que trabajan en condiciones severas y donde cualquier desvío puede impactar en tiempos, costos y continuidad operativa.
En ese escenario, las empresas de servicios y soluciones técnicas ya no sólo deben reparar o fabricar componentes: también necesitan aportar conocimiento aplicado, validación, trazabilidad y capacidad de adaptación frente a requerimientos cada vez más específicos.
Uno de los avances más relevantes es la incorporación de tecnología de láser cladding, que permite recuperar y extender la vida útil de componentes de alto valor sometidos a desgaste, abrasión y corrosión
Tecnología aplicada para mejorar desempeño
Dentro de esa lógica, Metalúrgica CAMSA viene incorporando capacidades que apuntan a fortalecer la eficiencia y la calidad del servicio. Entre ellas, se destacan dos desarrollos: el láser cladding y el banco de pruebas de transmisiones.
En ambos casos, no se trata simplemente de sumar equipamiento, sino de ampliar herramientas concretas para intervenir sobre componentes críticos con mayor precisión, mejorar la confiabilidad operativa y reducir desvíos.
En los próximos meses, la compañía finalizará una nueva nave industrial de más de 7.000 m².
Recuperación de piezas y validación técnica
Uno de los avances más relevantes es la incorporación de tecnología de láser cladding, que permite recuperar y extender la vida útil de componentes de alto valor sometidos a desgaste, abrasión y corrosión. Esto no sólo mejora la performance de piezas críticas y reduce tiempos de reposición, sino que también favorece un uso más eficiente de los materiales y una lógica de mantenimiento más sustentable.
A esto se suma el banco de pruebas de transmisiones, una herramienta orientada a ensayar y verificar el comportamiento funcional de los equipos antes de su puesta en servicio. Esa instancia de control resulta clave para trabajar con mayor precisión, minimizar desvíos y elevar la confiabilidad de los componentes intervenidos.
CAMSA desarrolla una oferta orientada a la continuidad operativa de equipos críticos para la industria energética, especialmente en etapas vinculadas al upstream
Crecimiento con visión de largo plazo
Ese fortalecimiento técnico está acompañado por una expansión de infraestructura. En los próximos meses, la compañía finalizará una nueva nave industrial de más de 7.000 m², concebida para optimizar procesos y ampliar su capacidad de respuesta.
Al mismo tiempo, Metalúrgica CAMSA sostiene una cultura de trabajo apoyada en la capacitación continua, la actualización tecnológica y el fortalecimiento de estándares de calidad, seguridad y ambiente. En un contexto de mayores exigencias de eficiencia y sostenibilidad, la empresa busca consolidar un perfil cada vez más robusto, combinando tecnología, conocimiento y capacidad de respuesta.
Una propuesta más amplia para equipos críticos
Más allá de estas incorporaciones, CAMSA desarrolla una oferta orientada a la continuidad operativa de equipos críticos para la industria energética, especialmente en etapas vinculadas al upstream.
Entre sus principales capacidades se encuentran la reparación y fabricación de cilindros y componentes hidráulicos de gran porte, la producción de empaquetaduras y sellos hidráulicos de precisión en materiales técnicos, y la recuperación dimensional y mecanizado de piezas sometidas a altas exigencias. A ello se suman servicios de overhaul, martillos y transmisiones hidráulicas, bajo criterios de precisión, trazabilidad y desempeño.
Daniel González, durante su exposición en la AmCham Summit 2026, donde proyectó una balanza comercial de US$60.000 millones.
El secretario coordinador de Energía y Minería,Daniel González, estimó hoy que la Argentina alcanzará una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en cinco años, al resaltar el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y valorar la vuelta del país a un sistema de mercado capitalista.
Estas proyecciones fueron el eje central del capítulo energético de la AmCham Summit 2026, el foro anual que congrega a las compañías de los Estados Unidos con inversiones en el país. El encuentro, que analizó los desafíos de la infraestructura y la exportación de hidrocarburos, contó con la presencia previa del ministro de Economía, Luis Caputo, y la participación de los directivos Juan Martín Bulgheroni (PAE), Fernando Bonnet (Central Puerto) y Ana Simonato (Chevron).
Durante su intervención, González fue contundente sobre el nuevo marco de negocios al señalar que “el cambio más importante es la vuelta de la la Argentina al capitalismo, eso hace que sea un país donde los inversores digan, ‘acá quiero estar’”, puntualizó González al iniciar su intervención, subrayando que la confianza del capital privado es el pilar de la nueva etapa que atraviesa el país.
En esa línea, destacó la importancia de «una macro ordenada que permite invertir en un país donde los impuestos no van a subir, que van a tender a bajar, donde claramente la inflación va a bajar”. Respecto a la seguridad jurídica, señaló que “a partir de la Ley Bases, los cambios en Ley de Hidrocarburos, en el gas, en el marco regulatorio eléctrico, donde se pone la maximización de recursos y los precios internacionales en el centro de la política energética, donde el Estado se restringe como regulador”.
El funcionario también analizó el desempeño de las herramientas de fomento como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, que meses atrás fue prorrogado hasta julio de 2027: “El RIGI hasta ahora fue una historia de éxito. Extendimos el régimen un año más, y en simultáneo incluimos el desarrollo del upstream”.
Daniel González destacó el éxito del RIGI y la política de no intervención en precios como pilares para acelerar las inversiones en el upstream.
“El RIGI permite que dentro del campo puedas desarrollar pozos o áreas que no tenías previsto desarrollar, porque los economics eran muy justos”, señaló González, para luego concluir con una proyección sobre el corto plazo: “Permite que se adelanten inversiones, porque este régimen está vigente hasta julio del 2027. Vamos a ver un aumento de inversiones en el sector de petróleo y gas fortísimo en los próximos 18 meses”.
Sobre las metas de exportación, el funcionario afirmó que “de acá a cinco años, la Argentina tendrá una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en estos dos sectores. No estamos hablando del potencial de los recursos, sino que estamos hablando de proyectos concretos en 5 años”.
En ese sentido justificó la proyección exportadora al repasar que «el país viene de un récord de producción de petróleo sobre fines del año pasado, de 890.000 barriles diarios y podrá tocar el millón de barriles este año«. En gas natural, en la medida que lleguen las terminales de licuefacción, a poco más de un año de tener la primera, va a ver un crecimiento muy fuerte.
Finalmente, el secretario coordinador subrayó la política de no intervención de la actual gestión: “No instalamos un barril criollo ni intervenimos artificialmente en los precios. Las empresas se autorregularon, y solas decidieron en qué medida hacían el pass through a precios, sin ninguna intervención del gobierno”.
La visión empresaria
Por su parte, Juan Martín Bulgheroni, vicepresidente de Planificación y Estrategia de Upstream de Pan American Energy (PAE), advirtió sobre la escala necesaria para el desarrollo del recurso: “Vaca Muerta tiene seis veces lo que va a consumir la Argentina de gas en los próximos 20 años; claramente si no desarrollamos proyectos exportadores no vamos a poder monetizar ese gas para el país”.
En ese sentido, el directivo puntualizó que “el fuerte está en el gas licuado y con eso se puede cuadruplicar el potencial exportador regional, en volúmenes son 90 MMm3 de gas tomando todo el polo exportador de GNL del que Southern Energy conforma la primera fase con dos barcos y 6 MTPA, con un contrato de abastecimiento con Alemania por 8 años”.
A su turno, Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, explicó la incursión de la firma en nuevas áreas: “Anunciamos el ingreso de Central Puerto al negocio del no convencional, con un área en Neuquén que opera convencional con la idea de desarrollar al no convencional, como proceso de diversificación que iniciamos hace dos años ingresando al negocio de minería y forestal”.
Desde la derecha, Bulgheroni (PAE), Bonnet (Central Puerto) y Simonato (Chevron) durante el panel sobre proyectos energéticos en la AmCham Summit 2026.
Además, detalló soluciones técnicas para el sistema eléctrico nacional: “En el corto, cubrir las demandas de potencia que tenemos en la Argentina en particular los picos de consumo, instalando en nuestras centrales 1,2 GW en almacenamiento de baterías que va a permitir entregar 200 MW por 5 horas todos los días en los momentos de mayor consumo”.
Finalmente, Ana Simonato, Country Manager de Chevron Argentina, vinculó la productividad geológica con los estándares globales: “El potencial de Vaca Muerta de su roca es tan bueno como muchos de los yacimientos en Estados Unidos comparables en productividad, la clave va a estar siempre en la competitividad y eso va a posicionar a la Argentina en el largo plazo en el sector energético”.
Para cerrar, la ejecutiva remarcó las garantías que requiere el flujo de capital intensivo: “Cualquier inversión a largo plazo estamos mirando al libre movimiento de capital, a la disposición de divisas, al libre mercado y el respeto de los marcos contractuales”.
El CEO de ENI, empresa socia de YPF en el proyecto Argentina LNG, manifestó su preocupación por el impacto de la guerra de Medio Oriente en el suministro energético europeo.
El CEO de la italiana ENI, Claudio Descalzi, pidió suspender la prohibición que comenzará a regir en Europa contra las importaciones de gas natural licuado (GNL) desde Rusia. El gobierno de Italia, uno de los países europeos más energéticamente expuestos por el colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz, ya anticipa una recesión económica grave si los precios de la energía se mantienen en los niveles actuales.
El líder de ENI, empresa socia de YPF en el proyecto Argentina LNG, también manifestó su preocupación por el impacto de la guerra de Medio Oriente sobre el suministro energético europeo en productos energéticos como el gasoil (diesel) y jetfuel.
Descalzi pidió mantener las importaciones de GNL de Rusia
Dado el contexto, Descalzi evaluó que la Unión Europea debería reconsiderar la importación de GNL desde Rusia para evitar un mayor desequilibrio entre la oferta y la demanda.
«Creo que es necesario suspender la prohibición, que entrará en vigor el 1 de enero de 2027, sobre los 20.000 millones de metros cúbicos de GNL procedentes de Rusia», dijo el CEO de ENI durante un evento de formación política del partido la Liga (Lega), que forma parte de la coalición parlamentaria de la primera ministra Giorgia Meloni.
En cambio, Descalzi consideró que la pérdida del suministro de GNL proveniente de Qatar debido al colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz no es tan preocupante para Italia. «6500 millones de metros cúbicos de gas llegaban de Qatar, pero los sustituiremos con suministros de Angola, Nigeria, Congo y Estados Unidos», aseguró.
Qatar Energy, la principal productora y exportadora de GNL del mundo, anunció en marzo la suspensión de contratos de suministro firmados con Italia, Bélgica, Corea del Sur y China tras un ataque de Irán contra el complejo Ras Laffan. Producto de ese ataque, la empresa controlada por Qatar informó que el 17% de su capacidad de producción de GNL quedará fuera de servicio por al menos tres años.
La postura del CEO de ENI esta en sintonía con la Liga, partido político que aboga por el restablecimiento del comercio energético con Rusia. El líder del partido en el parlamento, Riccardo Molinari, cuestionó la decisión de la Unión Europea en proseguir con la prohibición de las importaciones de gas natural ruso.
«A nivel europeo, debemos abrir un nuevo debate y superar la hipocresía. Alguien debe explicarme por qué, en un momento en que el suministro ruso de gas y petróleo reduciría drásticamente los costes energéticos, Europa sigue permitiendo que esto no suceda», dijo Molinari la semana pasada durante una comparencia de Meloni ante el parlamento italiano.
La prohibición en Europa al GNL de Rusia
El Consejo Europeo, el órgano que reune a los presidentes y primeros ministros de los países miembros de la U.E., alcanzó a fines del año un acuerdo para dejar de importar gas natural ruso en todas sus variantes para el 2027.
En el caso del GNL, la prohibición comenzará a regir en los contratos en el mercado spot a partir del 25 de abril y en los contratos a largo plazo a partir del 1 de enero de 2027.
Las importaciones de GNL ruso paradójicamente crecieron significativamente en Europa luego de la invasión de Rusia sobre Ucrania. El récord de importación de GNL ruso fue de 17.8 millones de toneladas en 2024, según la consultora Rystad Energy.
La cuota de Rusia en las importaciones de gas por gasoducto de la UE se redujo de alrededor del 40% en 2021 a alrededor del 6 % en 2025. Si se agrega el GNL, Rusia representó alrededor del 12% del total de las importaciones de gas de la UE en 2025, según el Consejo Europeo.
En 2025, la U.E. importó más de 140 mil millones de metros cúbicos (bcm) de GNL, según datos de Bruegel. Estados Unidos fue el principal proveedor de GNL, representando casi el 58% del total de las importaciones.
De todas formas, Noruega sigue siendo el principal suministrador de gas natural a Europa, representando un tercio del suministro total.
Riesgo de recesión económica
El CEO de ENI también subrayó que la guerra en Medio Oriente impacta con fuerza en el suministro de diesel y jetfuel en Europa, con el consecuente aumento de sus precios. El gobierno italiano comparte esa preocupación debido al riesgo concreto de una recesión económica.
La Unión Europea y el Reino Unido importaron más de 50 millones de toneladas de diesel y más de 25 millones de toneladas de jetfuel en 2025, según datos de Vortexa. Aproximadamente una quinta parte de esas importaciones de gasoil y la mitad de las importaciones de jetfuel transitaron por el estrecho de Ormuz.
Descalzi reconoció esta realidad en el mercado del diesel, que en Italia ya genera problemas de abastecimiento. «Al final de la semana, 600 estaciones de servicio hacían cola sin diésel», reveló el gerente.
El ministro de Economía de Italia, Giancarlo Giorgetti, declaró que «si la situación en los sectores energético y de combustibles continúa así, me temo que llegará una recesión«.
El Gobierno nacional oficializó la incorporación de 14 proyectos de generación eléctrica basados en fuentes renovables dentro del Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (Renper), consolidando así una cartera significativa de inversiones en el sector energético.
En este contexto, Genneia, principal generadora de energías renovables en Argentina, actualizó las especificaciones de su proyecto Sol del Valle ubicado en Capayán, provincia de Catamarca, ampliando la capacidad instalada prevista de 120 MW a 300 MW. Esta modificación refleja un crecimiento sustancial en la escala de la planta solar.
Los 14 proyectos suman en conjunto más de 800 MW de potencia instalada, predominando la tecnología solar, seguida por desarrollos eólicos y una iniciativa de biogás. La distribución territorial de estas iniciativas abarca diversas provincias, entre ellas Buenos Aires, Córdoba, San Juan, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Entre Ríos, Corrientes y Chaco.
El Renper, creado a través de la Resolución 281/2017, funciona como una herramienta clave para ordenar y validar el desarrollo de energías renovables en el país. Este registro incluye tanto proyectos que acceden a beneficios fiscales como aquellos que, sin estar bajo este régimen, requieren aprobación para su conexión al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
En marzo de 2026, Genneia y BID Invest concretaron el primer tramo de financiamiento por USD 185 millones, dentro de un acuerdo que puede extenderse hasta USD 320 millones. Sobre esta alianza, destacaron que “un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino”, y que “BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre)”.
El conflicto comenzó tras una asamblea con más de 6.000 trabajadores en Pico Truncado, donde el sindicato expresó su rechazo a la caída de la actividad, la falta de inversiones por parte de las operadoras y los recortes de personal. Además, denunciaron el incumplimiento de los planes de perforación como uno de los principales problemas que afectan al sector.
El dirigente sindical Rafael Güenchenen advirtió sobre la grave situación: “Hace cerca de dos años que no se perfora un solo pozo. Bajaron los perforadores, cayó la producción. Si no se perfora, la producción va a seguir cayendo y vamos a ser menos trabajadores en la industria”.
En relación al acuerdo alcanzado con YPF para la salida y remediación, Güenchenen opinó que “no estoy de acuerdo, me parece muy poco. Pero sea lo que sea lo que se firmó, necesitamos que los trabajadores entren y recuperen su fuente de trabajo”.
Frente a esta situación, la Secretaría de Trabajo dispuso la conciliación obligatoria conforme a la Ley 14.786, con el objetivo de preservar la paz social y evitar que la paralización impacte negativamente en la producción y el abastecimiento energético, sectores estratégicos para la economía nacional.
Durante este período, tanto el sindicato como las empresas deben cesar las medidas de fuerza y evitar represalias laborales, asegurando que las condiciones habituales de trabajo se mantengan mientras se desarrollan las negociaciones. El incumplimiento puede derivar en sanciones para las partes involucradas.
Desde el Gobierno destacaron que esta intervención busca evitar una escalada del conflicto que podría afectar la actividad hidrocarburífera en Santa Cruz y, por ende, la producción de petróleo y gas en el país.
Este lunes, la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York dejó en suspenso todas las apelaciones pendientes vinculadas al juicio por la expropiación de YPF en 2012, lo que es una muy buena señal para la República Argentina.
Esta nueva decisión del tribunal corrobora lo sucedido a fin de marzo con la revocación de la condena de US$16.100 millones impuesta por la jueza de primera instancia Loretta Preska.
“La Cámara de NY sigue tomando las medidas lógicas derivadas de su fallo favorable a la Argentina. Ahora deja en suspenso todas las demás apelaciones relativas al caso hasta que ese fallo quede firme”, informó Sebastián Soler, ex subprocurador del Tesoro.
Esto es luego de que se resuelvan los dos recursos que puede intentar Burford Capital, a criterio de Soler, muy “cuesta arriba”:
Reconsideración en banc por el plenario de la Cámara
Recurso de certiorari a la Corte Suprema
De esta manera se cancela la audiencia que estaba prevista para este jueves, en la que Burford, el financiador de los fondos litigantes, iba a pedir que se avanzara con la transferencia de acciones de la petrolera, uno de los pedidos que hizo a lo largo del juicio para intentar embargar sus activos.
Después de la Cámara de Apelaciones, a Burford le queda como última instancia recurrir a la Corte Suprema de los Estados Unidos.
La subida de la nafta parece no tener un techo cercano y llenar el tanque de un auto mediano se vuelve una tarea cada vez más difícil para los conductores. En lo que va del conflicto internacional, el incremento del combustible ya superó el 23%, lo que obligó a los usuarios a recalcular sus gastos diarios.
Si miramos cómo evolucionaron los valores de la nafta súper, en enero el litro promediaba los $1.566, para pasar a $1.609 en febrero y finalmente dar el salto a los $2.001 entre marzo y abril. Por el lado de la versión premium, el recorrido fue similar: arrancó el año en $1.780, subió a $1.845 en el segundo mes y hoy ya se posiciona en los $2.207, marcando una brecha importante que afecta directamente a quienes buscan mayor rendimiento para sus motores.
El sector del gasoil tampoco se quedó atrás en esta carrera de ajustes. El tipo común comenzó el año en $1.601, se movió a $1.658 en febrero y actualmente alcanzó los $2.065. Para aquellos que necesitan gasoil premium (Euro), el precio pasó de los $1.809 en enero a los $1.861 en febrero, llegando al valor actual de $2.271 por litro, lo que encarece notablemente los costos de transporte y logística en todo el país.
En este contexto, completar el tanque de un vehículo mediano con unos 50 litros ya exige desembolsar más de cien mil pesos de base. Para los conductores que optan por la nafta premium y cuentan con tanques de 55 litros, la cuenta final supera cómodamente los 120 mil pesos. Mientras tanto, el mercado se mantiene en alerta observando cómo sigue la guerra y qué movimientos deciden hacer las petroleras, en medio de una inquietud generalizada por el golpe que esto significa para la economía de todos los días.
En un escenario de máxima tensión internacional, un pequeño grupo de buques petroleros, tres vinculados al régimen de los ayatolás, consiguió cruzar el Estrecho de Ormuz en las últimas horas, ignorando el bloqueo naval que mantienen las fuerzas de Estados Unidos en la zona.
Esta maniobra representa uno de los desafíos más directos a la autoridad de Donald Trump desde que se endurecieron las sanciones en febrero, poniendo a prueba la capacidad de respuesta de las Fuerzas Marinas estadounidense en este punto neurálgico para el comercio mundial.
Uno de los puntos que más llamó la atención fue el trayecto del petrolero Rich Starry, de bandera china, que según los reportes de la agencia Reuters logró navegar por las aguas del estrecho sin detenerse ante las advertencias. La presencia de este gran buque marca un momento clave en la disputa, ya que Pekín parece estar enviando una señal clara de que no detendrá su flujo de energía a pesar de las presiones y el cerco militar impuesto por la administración estadounidense.
A sanctioned Chinese tanker, Rich Starry, transited the Strait of Hormuz on Tuesday carrying 250,000 barrels of methanol—the first known passage since the U.S. naval blockade began, while Beijing described the blockade as dangerous and irresponsible. pic.twitter.com/xNRaFbxo6p
Este avance de los navíos ocurre en un clima de muchísima tensión, donde Estados Unidos busca asfixiar económicamente a sus adversarios en la región controlando el paso de crudo. Sin embargo, fuentes del sector indicaron que las naves habrían utilizado tácticas de “navegación oscura”, que consiste en apagar los transpondedores para no ser rastreados fácilmente por los satélites. Según trascendió desde círculos diplomáticos, la maniobra fue calificada como un intento de “romper la hegemonía de la vigilancia” en el corredor marítimo más importante del planeta.
Por ahora, el éxito de estos petroleros en burlar el bloqueo generó un fuerte impacto en los mercados financieros, que siguen minuto a minuto la evolución del conflicto por temor a una escalada mayor. Mientras Washington evalúa si tomar medidas más drásticas contra los propietarios de estas embarcaciones, el Estrecho de Ormuz sigue siendo el epicentro de una guerra donde en cualquier momento podría disparar los precios del combustible a nivel global.
La demanda mundial de petróleo disminuirá en un promedio de 80.000 barriles diarios (80 kb/d) en 2026, desde las expectativas previas de un crecimiento de 730 kb/d, ya que la guerra de Irán trastoca nuestro panorama global, estimó la Agencia Internacional de Energía (AIE).
Según el último Informe del Mercado Petrolero de la AIE, se pronostica que la demanda de petróleo disminuirá en 1,5 millones de barriles diarios (1,5 mb/d) en el segundo trimestre de 2026. Esto que marca la caída más pronunciada desde que la COVID-19 redujo el consumo de combustible.
A medida que persisten la escasez y los precios más altos, se espera que la destrucción de la demanda se extienda.
El suministro mundial de petróleo se desplomó en 10,1 mb/d hasta 97 mb/d en marzo, indica el informe, agregando que los continuos ataques a la infraestructura energética en Medio Oriente y las restricciones vigentes al movimiento de buques petroleros a través del Estrecho de Ormuz llevaron a la mayor interrupción de la historia.
Según la agencia, el transporte mundial de crudo continúa enfrentándose a interrupciones en el suministro de materias primas y daños en la infraestructura, lo que está tensando los mercados mundiales de productos.
La agencia proyectó que el transporte mundial de crudo disminuirá en un promedio de 1 millón de barriles diarios en 2026, hasta alcanzar los 82,9 millones de barriles diarios.
Cayeron las reservas y subieron los precios
Las reservas mundiales de petróleo observadas cayeron en 85 millones de barriles en marzo, con una reducción significativa de 205 millones de barriles en las reservas fuera del Golfo Pérsico, debido a la interrupción del flujo a través del Estrecho de Ormuz.
Los precios del petróleo registraron su mayor aumento mensual histórico en marzo, tras la crisis de suministro más grave jamás registrada, según el informe del que se hizo eco Xinhua.
La AIE señaló que un alto el fuego de dos semanas entre Irán y Estados Unidos brindó cierto alivio a los mercados petroleros mundiales, pero aún no está claro si se traducirá en una paz duradera y en el restablecimiento de los flujos marítimos regulares a través del Estrecho de Ormuz.
La reanudación de los flujos a través del Estrecho de Ormuz sigue siendo la variable más importante para aliviar la presión sobre el suministro de energía, los precios y la economía mundial, afirmó la AIE.
El Gobierno realizó la apertura de las ofertas técnicas que presentaron las empresas que pugnan por comprar el total del paquete accionario que el Estado posee en CITELEC S.A., sociedad controlante de Transener.
El procedimiento se llevó a cabo en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional, convocada a principios de año por la administración de Javier Milei ,con un precio base de 206 millones de dólares.
La operación que involucra a la principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión del país se inscribe dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA) y representa un paso relevante en la reorganización del sector energético.
El Ejecutivo informó que “en esta etapa se presentaron 3 empresas interesadas, que formalizaron sus antecedentes conforme a los requisitos establecidos en el pliego”.
Las firmas que formalizaron su participación en la compulsa, al presentar los lineamientos técnicos para adquirir el 50% de CITILEC, que equivale al 26% de Transener, son Genneia y Grupo Edison en forma conjunta, Central Puerto SA y Edenor.
Transener administra infraestructura estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV y una red que se extiende aproximadamente 3.700 kilómetros entre el norte y el sur del país.
La venta de las acciones de CITELEC da por concluido un período excepcional en el que el Estado participó directamente en la actividad de transmisión y transformación de energía eléctrica y restablece el esquema previsto en el Marco Regulatorio Eléctrico, según el cual la prestación del servicio público de transporte debe ser realizada prioritariamente por el sector privado, bajo control y regulación estatal.
El cronograma continuará con la apertura de las ofertas económicas, que serán informadas oportunamente, y prevé la adjudicación en el mes de junio, conforme a los plazos establecidos.
El Gobierno de México promulgó la Ley para el Fomento de la Inversión en Infraestructura Estratégica para el Desarrollo con Bienestar, una normativa que busca destrabar proyectos clave mediante nuevos mecanismos de financiamiento y mayor participación del sector privado.
La iniciativa apunta a ordenar y potenciar la inversión en infraestructura bajo un esquema que combine capital público, privado y social, alineado con objetivos de crecimiento económico y reducción de desigualdades.
La ley establece un marco integral para el desarrollo de proyectos estratégicos, incorporando herramientas como esquemas de participación mixta y Vehículos de Propósito Específico, con el objetivo de mejorar las condiciones económicas y financieras de las inversiones.
El decreto indica que se busca “regular los mecanismos de inversión que sirvan para fomentar el desarrollo y ejecución de proyectos de infraestructura pública estratégica” .
En esa línea, la nueva ley incorpora mecanismos que buscan facilitar la articulación entre el Estado y el capital privado, ya que, entre las principales herramientas se destacan los esquemas de participación mixta, que permiten que distintos actores intervengan en el financiamiento, desarrollo y operación de proyectos.
Según el decreto, estos podrán “participar de manera directa o indirecta conjuntamente con el sector privado o social” , compartiendo riesgos, costos y beneficios.
En paralelo, la ley impulsa la creación de Vehículos de Propósito Específico como instrumentos clave para canalizar inversiones, permitiendo estructurar financiamiento de forma más eficiente. El Gobierno de México señala que estos mecanismos buscan “generar una coordinación efectiva entre los sectores público, privado o social” .
Además, estos vehículos podrán acceder a mercados de capital mediante instrumentos bursátiles, lo que amplía las alternativas de financiamiento disponibles para proyectos estratégicos.
Otro punto relevante es la definición de infraestructura estratégica, que abarca sectores fundamentales para el desarrollo económico, incluyendo energía, transporte, agua y servicios sociales. En este sentido, el decreto establece que estas obras son esenciales para “garantizar la seguridad energética e hídrica y fortalecer la resiliencia productiva del país” .
La normativa también eleva los estándares para la evaluación de proyectos, que deberán demostrar viabilidad técnica, económica, financiera, ambiental y social antes de su aprobación. Esto busca asegurar que las inversiones no solo sean ejecutables, sino sostenibles en el largo plazo.
En este marco, se establece que los proyectos deberán acreditar “viabilidad técnica, económica, financiera, ambiental y social” , incorporando criterios más rigurosos en la selección de iniciativas.
A su vez, la ley deja en claro que estos mecanismos no implican automáticamente compromisos fiscales para el Estado, reforzando el principio de disciplina financiera. En ese sentido, se aclara que la normativa “no podrá interpretarse como fuente autónoma de asignación presupuestaria” .
Cabe recordar que el crecimiento del sistema eléctrico mexicano ya cuenta con una hoja de ruta definida, lo que refuerza la urgencia de fortalecer la infraestructura y sus esquemas de financiamiento.
Según el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025-2039, el país añadirá 19.954 MW en renovables y 5.000 MW en almacenamiento hacia 2030, con un 58% solar, 22% eólico y 20% en baterías, mientras que la CFE ejecutará el 69,2% del total.
Asimismo, la ley se enmarca en un modelo de desarrollo orientado a la prosperidad compartida, donde la infraestructura actúa como motor del crecimiento económico y la inclusión social. En este sentido, el Gobierno de México sostiene que los proyectos deberán “detonar el crecimiento económico y la prosperidad compartida” .
En este contexto, el debate sobre el futuro de la infraestructura y su financiamiento tomará un rol central en la agenda sectorial. Estas temáticas serán eje de análisis en el Future Energy Summit Mexico 2026, que se llevará a cabo el 19 de mayo en Ciudad de México, donde actores clave del sector público y privado abordarán los desafíos y oportunidades vinculados a la expansión del sistema energético, los nuevos esquemas de inversión y la ejecución de proyectos estratégicos.
El Ministerio de Economía modificó un aspecto clave del RIGI para sumar más proyectos de upstream en Vaca Muerta al régimen de incentivos.
El Ministerio de Economía modificó un aspecto técnico clave del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) sobre los criterios que determinan si es o no un proyecto estratégico de inversión a largo plazo, uno de los principales aspectos que impulsaron al gobierno para lanzar el esquema de incentivos. La modificación permitirá que se adhieran al régimen más proyectos de upstream de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, que originalmente no estaban contemplados al RIGI y fueron incorporados en febrero de este año.
La medida se instrumentó mediante la resolución 484 del Ministerio de Economía, que se publicó este lunes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Palacio de Hacienda elevó del 30% al 35% el umbral de las ganancias operativas para que un proyecto no pueda recuperar lo invertido durante los primeros tres años. De este modo, el RIGI prevé en su reglamentación excluir a negocios de recupero rápido de la rentabilidad.
Si bien la medida incluye a todos los sectores productivos que están incluidos en el RIGI, es clave para la producción de petróleo y gas no convencional, ya que los pozos de Vaca Muerta tienen un rápido aumento de la producción, pero también un rápido declino productivo. Por este motivo, el desarrollo del shale requiere de altas tasas de reinversión anual para sostener los proyectos a lago plazo.
Al elevar este porcentaje e incorporar iniciativas con inicio de rentabilidad un poco más a corto plazo, la resolución permitirá que más operadoras presenten proyectos de upstream de Vaca Muerta para adherirse al RIGI.
RIGI: inversión a largo plazo
Uno de los principales objetivos del gobierno cuando lanzó el RIGI era concretar las inversiones estratégicas a largo plazo en sectores como la energía, minería e infraestructura, entre otros. Para determinar el carácter estratégico y de períodos prolongados de las inversiones se estableció un criterio sobre el tiempo de retorno de una inversión.
El esquema originalmente afirmaba que un proyecto no podía tener una recuperación del 30% de su inversión mediante ganancias operativas en los primeros tres años.
Para esto, el artículo 172 de la Ley 27.742 que le da un paraguas normativo al RIGI, estableció que las inversiones “serán consideradas de largo plazo en tanto tengan un cociente no mayor al 30% entre, por un lado, el valor presente del flujo neto de caja (ingresos por ventas menos los gastos operativos) esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años a partir del primer desembolso de capital y, por otro lado, el valor presente neto de las inversiones de capital planeadas durante ese mismo período”.
Es decir, el RIGI prevé que si un proyecto genera ingresos que en solo tres años son equivalentes al 30% de la inversión no se considera de largo plazo. La modificación que estableció este lunes el Palacio de Hacienda amplía el mecanismo a un 35% y, en los hechos, flexibiliza el período de las inversiones adheridas al esquema de incentivos.
Los argumentos de la Secretaría de Energía
La resolución de este lunes del Ministerio de Economía subraya que “corresponde establecer que las inversiones serán consideradas de largo plazo o de larga maduración cuando tengan un cociente no mayor al 35% entre, por un lado, el valor presente del flujo neto de caja esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años contados a partir del primer desembolso de capital”.
En los considerando de la resolución, la Secretaría de Energía señala “que la incorporación al RIGI de las actividades de explotación y producción (upstream) de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro presenta características estructurales sustancialmente distintas a las de otros sectores productivos”.
Además, la cartera a cargo de María Tettanamti argumenta que “particularmente en los desarrollos no convencionales se presentan estructuras de inversión y recuperación de capital específicas, caracterizadas por una recuperación inicial de inversiones más acelerada, pero seguidas por la necesidad de reinversión continua para sostener los niveles de producción a lo largo de la vida del proyecto, que puede extenderse entre 20 y 35 años”.
El texto oficial aclara que el umbral del período de rentabilidad de 30% “podría no reflejar adecuadamente la estructura económica y financiera de los proyectos hidrocarburíferos, resultando técnicamente razonable adecuar dicho umbral al 35%, a fin de mantener el criterio de inversiones de larga maduración previsto por el régimen y mejorar su alineación con la dinámica del sector”.
Además, la Subsecretaría de Energía Eléctrica también afirmó que “ajustar el cociente al treinta y 35% no desnaturaliza el carácter de largo plazo de los proyectos de inversión de infraestructura en el mencionado sector y, de esa manera, se conserva intacta la finalidad perseguida por el RIGI”.
La Secretaría de Energía de Argentina extendió el cronograma de la licitación de baterías AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone en distintos puntos críticos del país.
La prórroga, oficializada a través de la Circular N°1, será por dos semanas para todo el proceso, a la par que incorporan cambios relevantes en configuraciones técnica y señales económicas,
De este modo, la presentación de ofertas y apertura de sobres A (propuestas administrativas y técnicas) se realizará el 27 de mayo (en lugar del 8/5 inicialmente previsto) y la apertura y evaluación de ofertas económicas (Sobres B) pasó al 24 de junio. Mientras que la adjudicación se trasladó al 8 de julio, reconfigurando el calendario original.
Según pudo averiguar Energía Estratégica, la extensión de los plazos responde a pedidos de posibles oferentes, a fin de que puedan preparar las propuestas de manera correcta y alcanzar ofertas más competitivas, en un proceso que además podría ampliarse hasta un 10% adicional según precios, localización y volumen de propuestas recibidas.
La Circular N° 1 también abarca rediseño de los puntos de conexión y la potencia disponible introduce un cambio estructural en la convocatoria. Si bien se sumaron 10 nodos críticos del Noreste Argentino (NEA) para reforzar el abastecimiento con baterías, se redujo la cantidad total de nodos propuestos y, por ende, la cuota por regiones pasó de 990 MW a 740 MW de capacidad.
Entre los nodos agregados y/o modificados se encuentran Villa Ángela, San Bernardo, Campo Largo, Resistencia Norte, La Leonesa, Bella Vista, Goya, Clorinda, Güemes, Laguna Blanca y Formosa, todos en niveles de 132 kV.
Sin embargo, la reducción responde a un factor técnico clave: las distribuidoras detectaron que los niveles inicialmente previstos superaban su capacidad para absorber carga en horarios de baja demanda, lo que obligó a recalibrar el diseño del proceso.
Señales económicas, operación y desafíos del sistema
Los proyectos deberán cumplir con requisitos técnicos exigentes, incluyendo una potencia de entre 10 MW y 150 MW, un máximo de 180 ciclos anuales y la obligación de garantizar suministro durante cuatro horas consecutivas en momentos críticos.
En tanto que desde el comienzo de la licitación AlmaSADI estableció un Valor Máximo de Adjudicación de USD 12.500 por MW-mes, lo que fija un techo claro para las ofertas y orienta las expectativas de inversión.
A su vez, el esquema incorpora ingresos adicionales a través de servicios complementarios. En particular, los sistemas deberán aportar al menos un 30% de su potencia a la Reserva de Potencia Frecuencial, con una remuneración de USD 5/MWh, lo que podría representar ingresos del orden de USD 845 por MW-mes bajo determinados escenarios operativos.
Y desde la propia Secretaría de Energía de la Nación aclararon que “para las condiciones establecidas en AlmaSADI, para programar un ciclo de carga y descarga la diferencia de costos deberá ser de al menos 10 USD/MWh”.
En este contexto, también se habilitan esquemas de conexión más flexibles, incluyendo redes de media tensión y puntos intermedios de alta tensión, lo que amplía las alternativas técnicas pero exige acuerdos específicos con transportistas y distribuidores.
De esta manera, la actual convocatoria no solo redefine condiciones puntuales, sino que marca un paso decisivo hacia la integración estructural del almacenamiento en el mercado eléctrico local, aunque condicionado por los desafíos de infraestructura que aún persisten.
El mercado eléctrico colombiano introdujo un cambio institucional relevante con la Resolución 40178 de 2026, al establecer un mecanismo centralizado y competitivo para contratos de largo plazo.
Además, incorpora a los sistemas de almacenamiento con baterías como agentes habilitados, ampliando el universo de participantes en este tipo de esquemas.
Sin embargo, el impacto estructural de la medida es acotado, ya que no modifica el producto transado ni resuelve las principales barreras económicas que enfrenta el storage. En esencia, el cambio se concentra en cómo se contrata la energía, más que en qué se remunera dentro del sistema.
El Manager en AFRY, Álvaro Pérez Ramírez, explicó a EnergíaEstratégica que “no constituye una transformación radical del esquema de contratación de energía de largo plazo en Colombia”.
El ejecutivo sostuvo que la principal innovación está en la organización del mercado, al consolidar en un entorno regulado la interacción entre oferta y demanda, lo que mejora la transparencia y permite agregar liquidez.
¿Por qué? El nuevo esquema introduce condiciones más equitativas para distintos actores, especialmente aquellos de menor escala, que ahora podrán acceder a contratos en condiciones similares a las de grandes desarrolladores o compradores. A su vez, permite estructurar acuerdos con mayor previsibilidad, tanto para asegurar ingresos como para acceder a energía a precios competitivos.
En paralelo, uno de los avances más relevantes es el reconocimiento explícito del BESS dentro del esquema. No obstante, la regulación mantiene un enfoque limitado desde el punto de vista contractual, ya que continúa centrada exclusivamente en la compraventa de energía.
Esto implica que las baterías no pueden capturar el valor de sus atributos técnicos, como flexibilidad, respaldo o estabilidad del sistema, lo que restringe su caso de negocio. En términos regulatorios, el paso es importante como señal institucional, pero todavía insuficiente para habilitar un despliegue masivo.
La inclusión del almacenamiento también representa un avance en la corrección de vacíos regulatorios históricos, aunque de forma parcial. La posibilidad de participar en subastas reguladas marca un punto de partida, pero no resuelve las limitaciones estructurales vinculadas a su monetización.
En este contexto, la viabilidad económica de los sistemas de baterías sigue condicionada por la falta de mercados complementarios, por lo que Pérez Ramírez advirtió que “este avance es necesario, pero no suficiente».
Entre los elementos pendientes, se destacan los mercados intradiarios y los servicios complementarios. Estos permitirían acercar la operación al tiempo real y reconocer servicios como control de frecuencia o regulación de voltaje, fundamentales para sistemas con alta penetración renovable.
La ausencia de estos mecanismos obliga a que todo el valor del storage se concentre en el precio de la energía, lo que genera tensiones tanto del lado de la oferta como de la demanda. En particular, se abre el interrogante sobre si los compradores estarán dispuestos a asumir precios más elevados para incorporar estos costos.
Este escenario será puesto a prueba en la primera subasta bajo el nuevo esquema, que tendrá un carácter exploratorio. El resultado permitirá evaluar si el diseño actual logra un cruce eficiente entre oferta y demanda, especialmente para proyectos híbridos con BESS.
En ese sentido, Pérez Ramírez advirtió que “existe incertidumbre respecto a si los precios necesarios para viabilizar económicamente el almacenamiento pueden ser recuperados exclusivamente a través de contratos de compraventa de energía”.
En cuanto a los proyectos híbridos, el impacto de la resolución será gradual y no disruptivo. Si bien la normativa puede facilitar su desarrollo en ciertos casos, no genera por sí sola las condiciones necesarias para un despliegue a gran escala.
La experiencia internacional muestra que las baterías requieren múltiples fuentes de ingresos, incluyendo arbitraje de precios, servicios complementarios y mecanismos de respaldo del sistema. En Colombia, ninguna de estas vías está plenamente desarrollada.
Incluso el arbitraje presenta limitaciones. La volatilidad de precios no siempre es suficiente para sostener proyectos a gran escala, mientras que la ausencia de mercados de servicios auxiliares impide monetizar capacidades clave. A esto se suma que las baterías no participan actualmente en el Cargo por Confiabilidad, lo que elimina una fuente potencial de ingresos.
En este contexto, el desarrollo del storage dependerá de la evolución del marco regulatorio. Pérez Ramírez concluyó que la primera subasta “permitirá revelar si el esquema es capaz de generar señales de precio compatibles con los requerimientos financieros de proyectos híbridos”.
Por ahora, la Resolución 40178 envía una señal positiva al mercado, pero deja en evidencia que el desafío no es solo habilitar tecnologías, sino construir un diseño de mercado que permita capturar todo su valor.
La licitación de 1500 MW en Honduras se enfrenta a un desafío estructural que trasciende el volumen de contratación: lograr condiciones que permitan su financiamiento efectivo en un contexto de alta competencia regional y creciente exigencia de los inversionistas, donde el eje ya no pasa solo por adjudicar capacidad, sino por garantizar que los proyectos sean bancables.
El proceso ha incorporado ajustes relevantes, incluyendo la extensión de plazos hasta 2026 y la revisión de esquemas contractuales. Estos cambios reflejan una tensión entre avanzar rápidamente y corregir elementos que el mercado percibe como riesgosos, especialmente en un entorno donde el acceso al financiamiento depende de la calidad del diseño.
En ese sentido, el presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable, Eduardo Bennaton, planteó: “corregir un diseño poco bancable puede ser positivo si el resultado final es un proceso más claro, más abierto y más financiable”, destacando la importancia de priorizar la calidad del proceso por sobre la velocidad.
El estándar que hoy exige el mercado internacional es claro y responde a cinco condiciones clave: contratos estables, garantías de pago sólidas, reglas regulatorias previsibles, certidumbre en infraestructura y una adecuada asignación de riesgos.
En particular, la robustez de las garantías se posiciona como un punto crítico. El esquema contempla respaldo soberano e instrumentos con banca multilateral, pero su claridad documental será determinante para la toma de decisiones, en un contexto donde la percepción de riesgo país sigue condicionando el apetito inversor.
A esto se suma la necesidad de definir con precisión las responsabilidades en materia de transmisión e interconexión. La falta de certidumbre en estos aspectos introduce riesgos no controlables para los desarrolladores, lo que puede traducirse en ofertas más caras o menor concurrencia en el proceso.
Presión regional y riesgo de perder competitividad
El proceso hondureño no se desarrolla en aislamiento, sino en un mercado regional cada vez más competitivo. Guatemala, por ejemplo, avanzó con su licitación PEG-5 bajo un esquema de subasta inversa que atrajo cerca de 4700 MW en ofertas frente a 1400 MW requeridos, con la participación de 51 empresas.
Este nivel de competencia generó señales de precios preliminares en torno a 101 USD/MWh, con una fuerte presencia de tecnologías renovables. El contraste expone el riesgo de que Honduras pierda velocidad relativa si prolonga la incertidumbre en su proceso licitatorio.
Bennaton advirtió sobre este punto: “Honduras sí corre el riesgo de perder velocidad relativa frente a Guatemala si prolonga demasiado la incertidumbre”, aunque también matizó que un ajuste oportuno puede fortalecer el resultado final.
En paralelo, el país avanza en discusiones regulatorias orientadas a modernizar el mercado eléctrico y atraer inversión. Entre los ejes se destacan la simplificación del marco contractual, la revisión de esquemas como el BOT y la posibilidad de avanzar hacia un mercado más abierto.
La apertura a grandes consumidores como nuevos offtakers aparece como una de las transformaciones más relevantes, ya que permitiría diversificar el riesgo actualmente concentrado en un único comprador y mejorar la estructura de financiamiento de los proyectos.
En esa línea, Bennaton sostuvo: “avanzar hacia un mercado más abierto y competitivo permite diversificar offtakers y reducir la concentración de riesgo”, alineando la evolución regulatoria con las necesidades del mercado.
El resultado de este proceso será determinante para el posicionamiento energético de Honduras en los próximos años. Más allá del volumen licitado, el verdadero indicador de éxito será la capacidad de atraer inversión bajo condiciones sostenibles y competitivas.
Un diseño sólido puede consolidar al país como destino de capital en energías renovables; en cambio, la prolongación de la incertidumbre podría profundizar la pérdida de atractivo frente a mercados vecinos.
GameChange Solar acelera su estrategia de ingreso al mercado argentino con la expectativa de concretar sus primeros proyectos hacia finales de 2026, en un contexto que la compañía considera altamente favorable para el desarrollo solar.
“Argentina es una de las apuestas más grandes en el corto plazo”, afirmó el Director de Desarrollo y Negocios para Latinoamérica de la compañía, JuanGonzález, durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Esperamos que a final de año podamos tener nuestro primer proyecto aquí en Argentina o un portafolio de proyectos consolidado”, señaló González, marcando el horizonte operativo de la empresa.
El desembarco en Argentina se enmarca dentro de una segunda ola de expansión internacional, luego de consolidar operaciones en mercados como India, Oriente Medio y Estados Unidos. Actualmente, Latinoamérica y Europa concentran el foco estratégico de crecimiento, con una base operativa ya desarrollada.
“Latinoamérica es una apuesta muy grande y tenemos la experiencia, el equipo local”, destacó el director regional, subrayando que la compañía ya cuenta con un track record relevante en la región .
Chile se posiciona como su principal mercado regional, con aproximadamente 1.5 GW de trackers instalados, mientras que Colombia presenta una estructura consolidada con proyectos en distintas etapas de desarrollo. A esto se suman cerca de 600 MW instalados en Centroamérica, lo que evidencia una presencia creciente en múltiples geografías clave.
El interés por Argentina responde a una combinación de factores estructurales que mejoran el atractivo del mercado para nuevas inversiones, en un contexto que la compañía define como particularmente favorable para su ingreso.
“Las condiciones particulares de Argentina se están dando”, sostuvo González, quien identifica un cambio en variables históricamente desafiantes para el desarrollo de proyectos .
En ese sentido, el ejecutivo detalló que “los grandes players están invirtiendo, las condiciones políticas se están dando y el acceso a divisas ha sido históricamente un tema”, lo que configura —según explicó— “una tormenta perfecta para que las condiciones se sigan dando” .
En este escenario, GameChange Solar busca posicionarse no solo como proveedor tecnológico sino como socio estratégico, acompañando a desarrolladores e inversionistas en la viabilidad de sus proyectos en el largo plazo.
“Queremos trabajar de la mano de los principales desarrolladores e inversionistas para dar viabilidad a sus proyectos”, afirma González, en línea con una estrategia que apunta a fortalecer su presencia tanto a nivel local como global .
El diferencial de la compañía se centra en la optimización del costo nivelado de la energía, uno de los principales indicadores de competitividad en proyectos utility scale. Para ello, la empresa desarrolla algoritmos que permiten maximizar la generación en condiciones complejas, como días nublados, terrenos irregulares o zonas con altos niveles de viento.
Este enfoque se complementa con soluciones competitivas en precio, de rápida instalación y con bajos costos de operación y mantenimiento, lo que refuerza su propuesta de valor en mercados donde la eficiencia técnica y financiera es determinante.
A nivel global, la compañía acumula 53 GW entregados y 14 años de trayectoria, consolidándose como uno de los principales actores del segmento de estructuras y trackers solares.
“Somos la tercera compañía más grande en temas de envíos a nivel global”, subrayó el ejecutivo, destacando la escala alcanzada por la firma en distintos mercados .
La empresa ya participa en megaproyectos en regiones como Oriente Medio y Norte de África, donde los desarrollos superan la escala de gigavatios, y busca trasladar esa experiencia al crecimiento en Latinoamérica.
“Queremos seguir interpolando toda esta experiencia en el mercado latinoamericano y seguir creciendo”, indica el director regional, marcando el rumbo de la compañía en la región .
Con este recorrido, el objetivo en Argentina es claro: consolidarse como un actor clave dentro del ecosistema solar, incrementando su participación en el mercado y fortaleciendo alianzas estratégicas.
“Queremos ser uno de los actores más claves en el mercado argentino”, concluyó González, quien proyecta una expansión sostenida en el país .
En un contexto de reconfiguración del sector energético argentino, la compañía busca capitalizar su experiencia global para posicionarse en uno de los mercados con mayor potencial de crecimiento de la región, con la expectativa de que 2026 marque el inicio de su consolidación en el país.
ENGIE adquirió dos proyectos de almacenamiento de baterías a gran escala en Andalucía a la empresa Rolwind Renovables, con sede en Córdoba, España.
Los proyectos —Palmosilla (200 MW / 800 MWh en Tarifa, Cádiz) y Cerrillo (78 MW / 312 MWh en Álora, Málaga)— representan en conjunto 278 MW / 1.112 MWh de capacidad, lo que los convierte actualmente en los mayores desarrollos independientes de almacenamiento energético en España.
Está previsto que la construcción comience en 2027 y estos proyectos servirán como base para una nueva generación de activos de almacenamiento diseñados para apoyar la red eléctrica, mejorar la estabilidad del sistema y facilitar una mayor integración de energías renovables en el sistema energético.
Más allá de su escala, ambos proyectos, que inició de forma pionera la empresa andaluza Rolwind en el año 2022, incluirán condensadores síncronos, una tecnología esencial para proporcionar inercia al sistema y mejorar la estabilidad, seguridad y flexibilidad de la red eléctrica española.
En conjunto, Palmosilla y Cerrillo representan una inversión de más de 240 millones de euros entre 2026 y 2028, y han obtenido una subvención conjunta de 70 millones de euros del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER).
Se espera que la construcción comience en la primera mitad de 2027, mientras que la entrada en operación está prevista a lo largo de 2028. De este modo, la compañía contribuye al objetivo de acelerar la transición energética en España mediante tecnologías maduras que tienen un impacto directo en la seguridad de suministro.
Loreto Ordóñez, CEO de ENGIE España, afirmó: “El acuerdo de adquisición de estos dos proyectos de almacenamiento vuelve a poner de manifiesto nuestro firme compromiso con las energías renovables y con el mercado ibérico. Además, nos permite reforzar nuestro posicionamiento en el segmento del almacenamiento, un pilar fundamental para consolidar la transición energética”.
Esta operación se alinea con el objetivo estratégico de ENGIE de alcanzar a nivel global 95 GW de capacidad instalada de energías renovables y almacenamiento para 2030, integrando todas sus capacidades para lograr la neutralidad de carbono en 2045.
Manuel Nevado, CEO de Rolwind Renovables, ha destacado que “desde el 2022 Rolwind ha apostado de forma pionera en España por los proyectos de almacenamiento con sincronismo. Hoy, las características de nuestro sistema eléctrico han confirmado la relevancia estratégica de esta tipología, debido a la flexibilidad, seguridad y estabilidad que aportan proyectos como Palmosilla y Cerrillo”.
Una presencia sólida y en crecimiento en Andalucía
Actualmente, ENGIE España gestiona 1,7 GW de capacidad renovable, cuenta con 90 MW en construcción y dispone de una cartera de desarrollo de 3,5 GW.
La adquisición de los proyectos de Tarifa y Álora se suma a otros hitos importantes de la compañía en Andalucía, como la puesta en marcha de los parques eólicos Cerro Cabello y El Patrón, en el municipio gaditano de Los Barrios, así como la gestión de las cuatro plantas solares que componen Séneca y Meridion, situadas en las provincias de Sevilla y Córdoba.
Al integrar soluciones de almacenamiento a gran escala, ENGIE refuerza su capacidad para apoyar la transición energética de España, garantizando una mayor seguridad de suministro y facilitando la integración eficiente de energías renovables variables en el sistema eléctrico.
Enarsa recibirá este martes a las 10 de la mañana las ofertas técnico-económicas de las empresas interesadas en adquirir el 50% que la compañía estatal posee en Citelec, la sociedad controlante de Transener, la principal transportista de energía eléctrica del país.
Según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas, está garantizada la participación de al menos tres oferentes en la compulsa. Se trata del Grupo EdisonEnergía, un holding energético creado el año pasado liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, que cuenta entre sus socios a Guillermo Stanley, Federico Salvai, Carlos Giovanelli (del grupo Inverlat), y también a Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.
Transener opera la mayor parte del sistema de alta tensión de energía del país.
También participará de la licitación Genneia —la mayor generadora de energía renovable del país, cuyo principal accionista es Jorge Brito— y la distribuidora Edenor, controlada por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Edgardo Filiberti.
Participaciones en duda
En el mercado se especulaba con la posible participación de otros actores relevantes del sector eléctrico, como Central Puerto y Aluar, pero hasta última hora del lunes no se había verificado su presencia en el proceso.
Tampoco estaba asegurada la participación del grupo Sielecki, socio de Pampa Energía y co-controlante de TGS, además de accionista en Petroquímica Cuyo. La expectativa en torno a este grupo radicaba en su vínculo con Pampa Energía, que actualmente comparte el control de Citelec con Enarsa. Sin embargo, su eventual participación tampoco se terminó de confirmar.
Transener, un activo estratégico
La venta de Transener es una de las principales prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno. Se trata de un activo clave para el funcionamiento del sistema eléctrico nacional, dado que opera la red de transporte en alta tensión.
Desde el punto de vista financiero, la compañía presenta indicadores sólidos. Según los últimos balances, registra utilidades anuales superiores a los 200 millones de dólares, lo que la posiciona como un activo atractivo dentro del sector.
Sin embargo, en el mercado también señalan algunas limitaciones. Al tratarse de una empresa regulada, que no consolida directamente en los balances de los grupos controlantes y con un perfil de crecimiento acotado, no está del todo claro cuál es el nivel real de interés que despierta entre potenciales compradores.
¿Participación internacional?
En ese contexto, el Gobierno mantenía expectativas de que el proceso atrajera a fondos de inversión y compañías internacionales interesadas en desembarcar en la Argentina.
El activo presenta, en ese sentido, algunas ventajas: cuenta con un management profesional y estable, y podría funcionar como plataforma de entrada al mercado energético local. No obstante, a pocas horas de la apertura de sobres, no había señales claras de que ese interés externo se materialice en ofertas concretas.
Últimos ajustes al pliego
Las ofertas se presentarán finalmente este martes tras una última prórroga en el cronograma de la licitación. Según indicaron fuentes oficiales, la extensión del plazo se utilizó para introducir ajustes menores en el pliego, principalmente vinculados a requisitos técnicos mínimos para acreditar la capacidad operativa de los oferentes, así como a cuestiones formales del proceso.
La apertura de sobres permitirá dimensionar el nivel de competencia en una de las privatizaciones más relevantes del sector energético.
Los proyectos de cobre de clase mundial que están listos para comenzar la etapa de construcción están en San Juan, Catamarca, Salta y Mendoza.
El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, aseguró a EconoJournal que “los proyectos de cobre de clase mundial que están listos para comenzar la etapa de construcción y pueden ser afectados positivamente por los cambios en la Ley de Glaciares están en San Juan, Catamarca y Salta. Hay también un proyecto mediano de cobre en Mendoza”.
Cacciola identificó a cada uno de esos desarrollos: “En la provincia de San Juan están los proyectos Pachón, Los Azules, José María y Filo del Sol”. Los dos últimos están integrados en el distrito Vicuña, donde las compañías BHP y Lundin planean realizar una inversión de US$ 7.100 millones.
Por su parte, la minera canadiense McEwen Copper, a cargo del proyecto de cobre Los Azules, estima una inversión de US$ 3.170 millones, mientras que Glencore calcula invertir US$ 9.500 millones en el yacimiento El Pachón.
En San Juan también está el proyecto de cobreAltar, de la compañía Aldebaran, pero Cacciola aclaró que, a diferencia del resto, es el que está menos avanzado ya que se encuentra en etapa de prefactibilidad.
El titular de CAEM también afirmó que “en Catamarca está el proyecto Minera Agua Rica”. Se trata del proyecto MARA (Minera Agua Rica – Alumbrera), uno de los mayores desarrollos de cobre de la Argentina. En esta iniciativa, el gigante suizo Glencore podría realizar una inversión de US$ 4.000 millones.
Sobre los proyectos que podrían concretarse a partir de la modificación a la Ley de Glaciares, Cacciola también mencionó que “en Salta está el proyecto de cobre Taca Taca”, que está a cargo de la minera canadiense First Quantum Minerals, que prevé una inversión de hasta US$ 5.250 millones.
Además, el titular de CAEM añadió que “hay un séptimo desarrollo en Mendoza que es de menor envergadura que es Proyecto San Jorge (PSJ)”. Allí, la minera suiza Zonda Metals GmBH y el Grupo Alberdi tienen un compromiso de inversión de US$ 559 millones.
Cacciola subrayó que “seis proyectos de clase mundial pueden tener un impulso importante a partir de clarificar la situación con la modificación de la Ley de Glaciares. Con lo cual, entendemos que se van a acelerar los tiempos para que empiecen la etapa concreta de construcción”. Y agregó que “en forma inmediata estos proyectos van a empezar a analizar el tema de los recursos humanos y en cuanto se despejen los temas judiciales, que ya se presentaron, irán avanzando en las etapas posteriores”.
Según información de la Secretaría de Minería, el país cuenta con nueve proyectos de cobre avanzados en las regiones Cuyo y Noroeste por un CAPEX (gastos de capital) superior a los US$ 28.000 millones. La Argentina dejó de producir cobre a gran escala en 2018, cuando cerró la mina Bajo la Alumbrera en Catamarca.
Modificación a la Ley de Glaciares
EconoJournal también dialogó con Roberto Cacciola (CAEM) sobre distintos aspectos de la reforma a la Ley de Glaciares aprobada en el Congreso.
Roberto Cacciola, presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM).
–¿Qué implica para el sector la modificación a la Ley de Glaciares?
–Se le da certeza sobre todo al tema del ambiente periglaciar, que de alguna manera en la ley estaba muy confuso porque parecía que tenía prevalencia sobre los glaciares. Hay un inventario que tiene total vigencia. La nueva norma permite que las provincias tengan mayor autonomía, que puedan elaborar y resolver las presentaciones de las empresas mineras sobre los estudios de impacto ambiental para ser aprobados y poder ir adelante con los proyectos.
– Uno de los ejes centrales del debate sobre la Ley de Glaciares fue el IANIGLA (Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales), que es el ente que realiza el inventario sobre zonas periglaciares. ¿Qué visión tiene al respecto?
–En función de la cantidad de áreas que puedan estar dentro del inventario de glaciares seguramente habrá conversaciones lógicas entre las provincias y el IANIGLA. Y se completará lo que el IANIGLA no pudo hacer, pero no porque no quisiera, sino porque no tuvo recursos. Acá es importante destacar que el inventario del IANIGLA está basado en imágenes satelitales. En la actualidad, si hay alguna discrepancia respecto de lugares en que se quiere desarrollar hay que ir al terreno y validar cada zona que puede estar en discusión, cumpla o no una función hídrica estratégica. Si la cumple, no se podrá hacer ninguna actividad y si no cumple actividad hídrica se podrá seguir adelante y poder compatibilizar el cuidado ambiental con el desarrollo productivo. Para las empresas mineras, esto es una certeza, es decir, se va a saber si se va a poder hacer o no una actividad productiva en determinadas zonas. Por otro lado, las provincias necesitaban esta autonomía y tienen los recursos y el personal idóneo para evaluar los proyectos.
—Hubo dos aspectos del proyecto de modificación de la ley que fueron criticados que fueron el uso del agua y el federalismo. ¿Qué opinión tiene sobre estos puntos?
–El proceso dejó algunas definiciones claras, sobre todo para la gente que tiene temores para que pueda evaluar y contar con mayores precisiones. La primera definición que tenemos que poner arriba de la mesa es que el objeto de la ley no se modificó, sigue siendo proteger los glaciares y el ambiente periglaciar en la medida que constituyan recursos hídricos estratégicos. Esto significa que no hay ningún tipo de cambio en el objeto de la normativa. Algunos quisieron instalar que se afectará el agua dulce para su utilización y eso no es cierto. Esto tiene que quedar totalmente claro, porque no se va a afectar ningún recurso hídrico que tenga vinculación con el cauce de ríos ni arroyos ni se va a impedir el fluido normal del agua como corresponde. La población puede tener un genuino temor sobre qué puede pasar con los cambios en la ley. El agua fue una herramienta para generar temor y la respuesta fue clara y evidente. Por otro lado, si en alguna zona donde se pretende llevar adelante un proyecto minero realmente hay una función hídrica como establece la ley, ahí entonces no se podrá realizar minería.
–-¿Y qué opinión tiene sobre las críticas falta de federalismo?
–Está claro que las provincias tienen potestad sobre los recursos minerales. La ley no hace otra cosa que otorgarles la autonomía que les corresponde por la Constitución Nacional. Se buscó bajarle el precio a la calidad de análisis que pueden tener los organismos provinciales para poder evaluar correctamente los estudios de impacto ambiental. Pero esto no es así, hoy las provincias cuentan con equipos técnicos suficientemente profesionalizados, tienen los elementos y, sobre todo, tienen la posibilidad de acceder a través del terreno para evaluar in situ si hay cuestiones que pueden afectar a los recursos hídricos. Nosotros celebramos que las provincias puedan ejercer mayor autonomía.
El CEO de Pan American Energy (PAE), Marcos Bulgheroni, planteó que Vaca Muerta debe sostener su competitividad en un contexto global marcado por precios volátiles y decisiones de inversión más selectivas. El ejecutivo participó de un encuentro sectorial donde remarcó que el shale argentino necesita costos estables, tecnología de punta y reglas previsibles para mantener el ritmo de crecimiento.
La advertencia llega en un momento en que el Brent oscila entre USD 75 y 90, con recortes parciales de la OPEP+ que generan incertidumbre en la planificación de largo plazo.
PAE es el mayor productor privado de petróleo del país y mantiene un plan de inversión anual superior a USD 1.500 millones. La compañía opera en Vaca Muerta, el Golfo San Jorge y la Cuenca Austral, y participa en áreas clave como Lindero Atravesado, Bandurria Centro y Aguada Pichana.
Bulgheroni destacó que la competitividad del shale depende de la productividad por pozo, la disponibilidad de servicios de completación y la capacidad de evacuar crudo mediante nuevos oleoductos. La Secretaría de Energía confirma que Vaca Muerta ya aporta más del 60% del petróleo y más del 50% del gas del país, lo que vuelve central la infraestructura de transporte.
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El ejecutivo también subrayó que la volatilidad del mercado obliga a planificar con horizontes más amplios y a consolidar contratos que permitan sostener inversiones incluso en ciclos de precios bajos.
La empresa considera que la estabilidad regulatoria y la expansión de infraestructura son condiciones necesarias para que Argentina pueda escalar producción y acceder a mercados externos con mayor volumen.
El mensaje de PAE refuerza una idea clave: Vaca Muerta es un activo estratégico que requiere previsibilidad, inversión continua y eficiencia operativa.
La combinación de infraestructura, tecnología y reglas claras permitirá transformar el potencial geológico en un flujo sostenido de divisas, empleo y oportunidades para proveedores locales.
La mina Lindero, operada por Fortuna Silver Mines, cerró el primer trimestre de 2026 con un desempeño superior al del cierre de 2025 y confirmó una tendencia de crecimiento sostenido en la producción aurífera del NOA. El yacimiento alcanzó 21.545 onzas de oro, un incremento del 12% respecto del trimestre previo, impulsado por mejores leyes y una operación más estable en el circuito de lixiviación.
La compañía procesó mineral con una ley promedio de 0,62 g/t, mientras que el mineral depositado en plataforma superó 1,5 millones de toneladas, con un contenido estimado de 30.538 onzas.
La operación inició a fines de marzo una parada técnica programada para reemplazar los cimientos de acero de la trituradora primaria, una intervención clave para asegurar confiabilidad en el proceso de trituración.
La empresa acumuló mineral con anticipación para sostener el ritmo de apilamiento durante los 30 días de mantenimiento, lo que permitió mantener la continuidad operativa sin afectar el plan de producción. Este tipo de intervenciones es habitual en minas de lixiviación en pilas y forma parte de los ciclos de mantenimiento estructural.
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Fortuna mantiene además un programa activo de exploración para extender la vida útil del proyecto. Dos equipos de perforación trabajan dentro del yacimiento para convertir recursos inferidos en categorías superiores, mientras que una campaña de 7.000 metros avanza en Cerro Lindo, a 70 kilómetros de Lindero.
El objetivo es ampliar el potencial aurífero regional y sostener la actividad en el largo plazo, un factor clave para la cadena de proveedores locales.
El desempeño de Lindero confirma que Salta consolida un polo aurífero estable, con producción creciente, exploración activa y una operación que genera empleo, servicios y demanda de insumos en toda la región.
La continuidad del proyecto fortalece la base fiscal provincial y aporta previsibilidad a un sector que combina inversión, tecnología y oportunidades para proveedores del NOA.
YPF adjudicó a Halliburton un contrato plurianual para completar pozos no convencionales en Vaca Muerta, en un movimiento que busca asegurar capacidad operativa en la etapa más crítica del desarrollo shale. El acuerdo contempla cinco años de servicios integrados de completación, con foco en estimulación hidráulica, terminación de pozos y operación continua de cuatro sets de fractura.
La compañía estadounidense implementará en Argentina su tecnología Zeus Electric Fracturing, un sistema de fractura totalmente eléctrico que mejora caudal, presión y eficiencia desde el inicio de cada operación.
El contrato se alinea con la estrategia de YPF de estabilizar costos y garantizar disponibilidad de equipos en un contexto donde la completación representa hasta 60% del costo total de un pozo shale. La empresa busca sostener el ritmo de crecimiento de Vaca Muerta, que ya supera los 600.000 barriles diarios de petróleo y se proyecta como uno de los polos no convencionales más dinámicos del hemisferio.
La incorporación de flotas eléctricas permitirá reducir tiempos entre etapas, disminuir emisiones y mejorar la productividad por pozo, un factor clave para mantener competitividad frente a operadores globales.
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Halliburton aportará servicios integrados que combinan ingeniería, bombeo, logística, química y control digital de operaciones. La continuidad operativa de los sets de fractura es hoy el principal cuello de botella del desarrollo shale, y la adjudicación busca evitar interrupciones en un momento de expansión acelerada.
El acuerdo también refuerza la presencia de proveedores internacionales en Neuquén y abre espacio para contratistas locales en mantenimiento, transporte, insumos y servicios auxiliares.
La decisión de YPF marca un paso estructural para consolidar un ecosistema de servicios de alta intensidad tecnológica en Vaca Muerta. La combinación de contratos de largo plazo, flotas eléctricas y mayor integración operativa mejora la eficiencia del shale argentino y genera oportunidades para proveedores locales en ingeniería, logística, metalmecánica y soluciones digitales.
El desarrollo sostenido de la cuenca dependerá de esta capacidad de escalar servicios críticos con previsibilidad y estándares globales.
Las exportaciones mineras argentinas alcanzan en 2026 el mejor inicio de año de toda la serie estadística y consolidan al sector como uno de los motores de divisas del país. El informe oficial de la Secretaría de Minería confirma que el bimestre enero–febrero totalizó USD 1.513 millones, un nivel 79,9% superior al del mismo período de 2025 y 157% por encima del promedio de los últimos quince años.
El oro y el litio explican la mayor parte del salto, en un contexto de precios internacionales firmes y mayor producción en las provincias del NOA y la Patagonia.
El oro lidera el crecimiento con USD 439 millones exportados en febrero y un avance interanual del 76,6%, impulsado por operaciones de Santa Cruz y San Juan. El litio se consolida como segundo producto del complejo, con mayores volúmenes desde Jujuy, Salta y Catamarca y una demanda global sostenida por la electrificación.
La plata muestra una caída del 20,1% por menor volumen exportado, aunque mantiene un aporte relevante dentro del total metalífero. En conjunto, los minerales metalíferos representan 80,9% de las exportaciones mineras del bimestre.
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El mapa territorial confirma la concentración productiva: Santa Cruz y San Juan continúan al frente en oro y plata, mientras que el NOA sostiene el crecimiento del litio con nuevos proyectos en expansión.
La minería ya explica 12% de las exportaciones totales del país y se posiciona como el segundo complejo exportador, detrás del agroindustrial. El desempeño del sector contribuye a aliviar la restricción externa y a sostener ingresos fiscales en provincias con fuerte presencia metalífera.
Desde la óptica de Runrun Energético, el salto exportador de 2026 muestra el potencial de una minería integrada a cadenas globales y con capacidad de generar divisas en escala.
El desafío pasa por consolidar infraestructura, acelerar permisos y ampliar la base de proveedores locales para acompañar un ciclo que combina precios altos, inversiones en marcha y una ventana internacional favorable para los minerales críticos.
Río Negro convocó a audiencia pública para evaluar el Gasoducto Dedicado Tratayén–San Antonio Oeste, la infraestructura clave que permitirá abastecer las primeras unidades flotantes de licuefacción previstas en el Golfo San Matías.
La audiencia se realizará el 22 de mayo bajo la órbita de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático provincial, en el marco del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental. El proyecto es promovido por San Matías Pipeline S.A., la sociedad creada para desarrollar el sistema de transporte asociado al futuro polo exportador de GNL.
El gasoducto tendrá 472,5 kilómetros de extensión, con 443,5 km en Río Negro y 29 km en Neuquén. Operará con un diámetro de 36 pulgadas y una capacidad de 28 millones de m³/día, suficiente para abastecer dos unidades flotantes de licuefacción.
El diseño incluye una planta compresora en Allen, una estación de medición en San Antonio Oeste y dos ductos submarinos de 6 km cada uno para vincular el sistema terrestre con las instalaciones offshore. La inversión total asciende a USD 1.200 millones, financiada mediante un préstamo sindicado estructurado por bancos internacionales.
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La composición societaria del proyecto confirma su escala: PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%) integran Southern Energy, la empresa que lidera el desarrollo del sistema de GNL en Río Negro.
El proyecto generará 1.900 empleos directos durante la construcción y se integra al plan nacional para posicionar a Argentina como exportador de gas en la próxima década.
Desde la óptica de Runrun Eléctrico, la audiencia pública es un paso decisivo para consolidar un nuevo corredor energético que conectará Vaca Muerta con el Atlántico. La obra combina infraestructura, financiamiento y capacidad técnica, y abre una ventana de oportunidades para proveedores locales en ingeniería, montaje, válvulas, cañerías, servicios ambientales y logística.
Si el proceso avanza con previsibilidad, Río Negro podrá convertirse en un hub de GNL y sumar un vector exportador capaz de transformar la matriz macroeconómica del país.
Uruguay consolida el ciclo exploratorio más activo de su historia reciente y se instala en el radar de las grandes petroleras globales. La Ronda Uruguay Abierta mantiene siete bloques vigentes (OFF‑1 a OFF‑7) en el Atlántico Sur, con una superficie total cercana a 250.000 km² y profundidades que alcanzan los 3.000 metros.
Los contratos firmados con ANCAP avanzan en su primer subperíodo exploratorio, con compromisos que incluyen sísmica 3D, estudios geológicos y la perforación de un pozo en aguas profundas en el bloque OFF‑6.
El mapa societario confirma el interés global. Shell opera OFF‑2 y OFF‑7; Chevron lidera OFF‑1 y participa en OFF‑7; QatarEnergy se asoció en dos bloques; APA Corporation opera OFF‑4 y OFF‑6; y YPF participa como socio en uno de los contratos. La inversión comprometida supera los USD 129 millones hasta 2028, con campañas sísmicas que cubrirán entre 2.500 y 5.000 km² según bloque.
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ANCAP estima una probabilidad de éxito exploratorio del 25%, impulsada por similitudes geológicas con Namibia, hoy uno de los hotspots mundiales por descubrimientos en el Cretácico.
El atractivo combina estabilidad regulatoria, contratos claros y un esquema donde el riesgo inicial lo asume el privado. Uruguay ofrece además infraestructura portuaria apta para logística offshore y un rol estatal técnico, no financiero, que facilita la entrada de majors.
La estrategia apunta a reposicionar al país en el Atlántico Sur y captar inversiones en exploración de frontera, un segmento donde la competencia global se intensifica.
Desde la óptica de Runrun Eléctrico, el avance uruguayo reconfigura el tablero regional. Mientras Argentina enfrenta una pausa exploratoria en la Cuenca Argentina Norte, Uruguay capta el interés de las mismas compañías que operan en el margen atlántico.
La región entra en una fase donde la capacidad de atraer sísmica, perforar profundo y sostener reglas estables definirá quién lidera la próxima ola offshore en el Cono Sur.
Petrobras confirmó un nuevo descubrimiento de hidrocarburos en la Cuenca de Campos, a 201 kilómetros de la costa de Río de Janeiro, dentro del bloque C‑M‑477. El pozo exploratorio alcanzó 2.984 metros de profundidad y registró indicios de petróleo y gas mediante registros eléctricos, muestras de fluidos y análisis de laboratorio.
El bloque fue adjudicado en la 16ª Ronda de Licitaciones y es operado por Petrobras con 70%, junto a bp, que participa con 30%.
El hallazgo se suma a la estrategia brasileña de reforzar la exploración en áreas de frontera para sostener la reposición de reservas en cuencas maduras. La Agencia Nacional del Petróleo (ANP) confirmó que Brasil cerró 2025 con 17.488 millones de barriles de reservas probadas, un aumento del 3,84%, impulsado por la expansión del presal, que ya explica más del 78% de la producción nacional.
La Cuenca de Campos, históricamente clave para el offshore brasileño, atraviesa una fase de revitalización con nuevos FPSO, campañas sísmicas y pozos de alta complejidad.
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El descubrimiento fortalece la posición de Petrobras como operador dominante en el Atlántico Sur y consolida un mapa energético regional donde Brasil amplía su capacidad de producción en aguas profundas.
Para Argentina, el movimiento marca un punto de referencia: la competencia futura en el offshore —especialmente en la Cuenca Argentina Norte y la Cuenca Austral— dependerá de marcos regulatorios estables, infraestructura portuaria y capacidad técnica para operar en profundidades similares.
Desde la óptica de Runrun Eléctrico, el hallazgo confirma una tendencia estructural: la exploración offshore vuelve a ser un vector estratégico en Sudamérica, con impacto en inversiones, proveedores y desarrollo tecnológico.
La región se encamina hacia un escenario donde la capacidad de perforar profundo, procesar datos sísmicos avanzados y acelerar la reposición de reservas definirá la competitividad energética de la próxima década.
Las empresas Trafigura y Naturgy presentaron sus ofertas económicas (Sobre 2) en la licitación convocada por la Secretaría de Energía para definir quien se adjudicará, y a que costo tarifario (fee) por Millón de BTU, la importación de GNL para satisfacer la mayor demanda interna durante el invierno.
Trafigura realizó una oferta de U$S 4,91 el MBTU y Naturgy de U$S 4,95, que están siendo evaluadas para resolver la adjudicación (el 21/4).
Se estima que sería necesario importar el cargamento de unos 20 buques. El GNL será regasificado en la planta flotante situada en el puerto de Escobar (Buenos Aires) e inyectado en el sistema de transporte troncal en el arranque de mayo.
Desde 2008 esta operatoria estuvo a cargo de la estatal ENARSA, cuyas actividades el gobierno esta desguazando. Y es posible que esta vez haga una última compra de GNL, mientras el operador privado arranque con su tarea.
El gobierno busca así dejar sin efecto el subsidio estatal a esta importación, y que la demanda pague el costo pleno del GNL.
Habrá que ver cual es la incidencia final en las facturas considerando el costo adicional por la aplicación de la tarifa (fee) del operador, novedad que ocurre además en un contexto internacional de muy fuerte suba del precio de este insumo (en torno a los U$S 22 el MBTU), provocado por la crisis de provisión que está ocurriendo desde países de Medio Oriente (Estrecho de Ormuz), desde los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán.
A través del Decreto 238/2026 (Milei-Adorni-Caputo), el gobierno nacional delegó en la Subsecretaría de Recursos Hídricos, en la órbita del Ministerio de Economía, “las facultades y obligaciones” para ejecutar las obras de aprovechamiento hidroeléctrico del Río Santa Cruz que estaban a cargo de ENARSA, al tiempo que volvió a denominar a las dos centrales hidroeléctricas comprendidas por dicho proyecto como “Condor Cliff” y “La Barrancosa”, en lugar de “Presidente Néstor Kirchner” y “Gobernador Jorge Cepernic”.
Se trata de una nueva vuelta de tuerca en torno al proyecto que fuera licitado y adjudicado durante el segundo gobierno de Cristina Fernández, aletargado durante la gestión de Mauricio Macri, vuelto a impulsar en el gobierno de Alberto Fernández, y reconsiderado hace pocos meses en sus aspectos técnicos, económico-financieros, y hasta de denominación, por la Administración Milei.
Los vaivenes políticos afectaron en varios años el desarrollo de las obras respecto del cronograma original, y de hecho tienen un pobre grado de avance -mejor el de La Barrancosa con un 30 por ciento aproximadamente-, lo que derivó en la firma de varias Adendas al contrato original, en términos de plazos y del financiamento otorgado por bancos de China, con varios desembolsos ejecutados.
El consorcio adjudicatario está integrado por Electroingeniería S.A. (Eling S.A.), Gezhouba Group Company Limited (de China), e Hidrocuyo S.A. (Unión Transitoria de Empresas).
A principios de marzo, se firmó la Adenda número 12 del contrato, entre el gobierno nacional, el provincial de Santa Cruz, y la UTE adjudicataria, con la expectativa de retomar los trabajos tras dos años de parálisis. Será para avanzar con La Barrancosa (ex Cepernic). Ello, implica un nuevo desembolso chino, por 150 millones de dólares.
El Decreto 238 ahora oficializado establece que Recursos Hídricos (Secretaría de Obras Públicas – Economía) “ejercerá la calidad de comitente de la obra, llevando adelante todas las funciones, derechos y obligaciones emergentes del contrato y sus adendas, y las actuaciones administrativas”.
Asimismo, el nuevo decreto instruye a la Secretaría de Energía para que, en coordinación con ENARSA (en proceso de desguace) “adopte las medidas y acciones que resulten pertinentes y brinde el apoyo requerido con el fin de materializar el traspaso de las funciones, derechos y obligaciones que surjan del presente, asegurando una transición ordenada y eficiente”.
El D-238 establece que las obras públicas correspondientes al proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico del Río Santa Cruz retomarán su denominación original: “Cóndor Cliff” y “La Barrancosa”, “dado que corresponde al Estado Nacional decidir respecto de la denominación de las obras públicas nacionales, licitadas y contratadas por él”. El cambio de denominación estuvo respaldado en su momento por un Ley de la provincia de Santa Cruz.
En su artículo 6, el Decreto de Javier Milei instruye “al Jefe de Gabinete de Ministros (Manuel Adorni) a efectuar las modificaciones presupuestarias que resulten necesarias a efectos de trasladar los créditos asignados para la ejecución de la obra pública correspondiente al proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico del Río Santa Cruz, que forma parte del Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas”.
Con ventaja en el terreno militar, Irán no percibe incentivos para ceder ante lo que considera exigencias desmedidas de Washington. En este contexto, el presidente estadounidense Donald Trump volvió a endurecer su retórica tras el fracaso de las negociaciones bilaterales desarrolladas en Islamabad.
Las conversaciones, mediadas por Pakistán, reunieron a altos funcionarios de ambos países luego de un frágil alto el fuego de dos semanas que sucedió a un conflicto de 40 días entre Estados Unidos e Israel contra Irán, iniciado el 28 de febrero. Pese a la jerarquía de las delegaciones —encabezadas por el vicepresidente JD Vance del lado estadounidense y por el presidente del Parlamento iraní, Mohammad Baqer Qalibaf—, las negociaciones concluyeron sin avances y con acusaciones cruzadas.
En el centro del desacuerdo permanece el programa nuclear iraní. Washington exige garantías explícitas de que Irán no desarrollará armas nucleares, mientras que Teherán sostiene que su programa tiene fines exclusivamente pacíficos, amparados en el derecho internacional, y defiende el enriquecimiento de uranio como un derecho soberano innegociable.
Mesa inflexible
La desconfianza mutua sigue siendo un obstáculo estructural. Las autoridades iraníes señalan que la experiencia reciente —incluyendo los enfrentamientos armados con Estados Unidos e Israel— impide avanzar sin señales concretas de cambio por parte de Washington. A su vez, voceros iraníes reconocen ciertos acercamientos en temas secundarios, pero destacan que persisten diferencias sustanciales en cuestiones clave.
El trasfondo inmediato de esta ruptura diplomática es el conflicto bélico reciente. Durante los 40 días de enfrentamientos, Irán sufrió ataques sobre infraestructura crítica y zonas urbanas, pero logró sostener su capacidad de respuesta, alcanzando objetivos estadounidenses e israelíes en la región. Esta capacidad de disuasión quedó reforzada, especialmente a partir del control operativo sobre el estrecho de Ormuz, un punto neurálgico del comercio energético global.
Desde la perspectiva iraní, el resultado del conflicto expone un error de cálculo estratégico de Washington y Tel Aviv, que no lograron debilitar significativamente sus capacidades ni forzar concesiones políticas. Este escenario se trasladó a la mesa de negociación, donde las posiciones se mantuvieron rígidas.
Tras el fracaso en Islamabad, Trump intensificó sus amenazas, incluyendo la posibilidad de interceptar buques en el estrecho de Ormuz. Esta postura introduce una fuerte contradicción: mientras exige la libre circulación marítima, plantea medidas que podrían implicar un bloqueo de facto.
Impacto en el mercado
Tras los anuncios, los precios del petróleo volvieron a superar los US$ 100 por barril, mientras Estados Unidos se prepara para bloquear el paso de los barcos que transitan por el estrecho de Ormuz con destino a Irán o procedentes de él, lo que agrava los temores de una crisis energética prolongada tras el fracaso de las conversaciones del fin de semana.
En las primeras operaciones europeas del lunes, el crudo Brent subió un 6,8%, hasta los US$ 101,7 por barril, mientras que el West Texas Intermediate aumentó un 7,2%, hasta los US$ 103,55 por barril. Los precios del gas natural también se dispararon: el contrato holandés TTF del mes más cercano —el referente europeo— subió un 9%, hasta los €47,58 por megavatio-hora.
Más allá del plano geopolítico inmediato, las consecuencias sobre el sistema energético global pueden ser profundas. La creciente incertidumbre podría impulsar a Europa a revisar su estrategia de abastecimiento, desplazándose desde el mercado spot —más flexible— hacia contratos de largo plazo para garantizar seguridad energética.
Este cambio implicaría una transformación estructural: el gas natural, que en los últimos años avanzó hacia una lógica de commoditización, podría volver a esquemas más rígidos y estratégicos, con relaciones más estables entre productores y consumidores.
En este contexto, Argentina y Vaca Muerta tienen una oportunidad significativa. A diferencia de otros proveedores, sus potenciales exportaciones de gas natural licuado y petróleo no dependen de rutas con estrechos, como Ormuz.
El Litoral aporta la mitad de toda la generación hidroeléctrica nacional, principalmente gracias a Yacyretá y Salto Grande.
La Estrategia Federal Energética (EFE) es una iniciativa de las provincias argentinas, llevada adelante a través del Consejo Federal de Inversiones (CFI), para construir una planificación energética de nuestro país con una visión federal y de equilibrio territorial. Una planificación que contemple la voz de las provincias, de los productores locales, de los operadores del sistema. Requiere, sobre todo, saber cuáles son las limitantes que sortear en cada uno de los territorios, para poder avanzar en el desarrollo productivo de cada región y cada provincia.
El trabajo comenzó a partir de la necesidad de las provincias de la región Litoral. Desde junio 2025, durante nueve meses, un equipo de especialistas del CFI, en conjunto con técnicos y referentes provinciales recorrió Formosa, Misiones, Chaco, Corrientes, Santa Fe y Entre Ríos. Se realizaron más de 50 entrevistas con funcionarios y técnicos del sector público, y nos sentamos a conversar con más de 200 representantes del sector privado de las principales cadenas de valor de la región. Así, empresarios de los principales sectores productivos del Litoral transmitieron sus necesidades de cara a proyectar el crecimiento y el desarrollo productivo del territorio. Emergieron, entre otros, proyectos vinculados a mejoras de infraestructura, operación y gestión, sistemas de la información, y múltiples requerimientos vinculados a poder armonizar los diferentes marcos regulatorios.
A partir de esta tarea se encontró un enorme potencial energético de la región que se encuentra subutilizado. El Litoral aporta casi un quinto de la generación eléctrica del país, la mitad de toda la generación hidroeléctrica nacional —gracias a Yacyretá y Salto Grande principalmente—, el 60% de la producción de biocombustibles y el 77% de la generación con biomasa. Una región que explica el 15% del producto nacional y que tiene múltiples recursos renovables a disposición. El desafío no es la falta de potencial: es la brecha entre ese potencial y la capacidad concreta de aprovecharlo.
Para identificar con precisión esa brecha, se trabajó en conjunto con diez cadenas productivas que priorizaron las provincias por su peso económico y su presencia transversal en toda la región: la láctea, la arrocera, la yerbatera, la frutícola, la textil, la cárnica, las oleaginosas, la metalmecánica, la forestal y el turismo. Estas cadenas representan cerca del 75% del entramado agroindustrial del Litoral.
La metodología de la EFE aborda principalmente tres componentes articulados: el análisis de la oferta —electricidad, gas, combustibles, transición energética—, el análisis de la demanda productiva, y la planificación de mediano y largo plazo. La síntesis de ese proceso es la identificación de proyectos estratégicos concretos. Son iniciativas con nombre y apellido como la reactivación del GNEA, la interconexión internacional de Formosa con Paraguay, el marco regulatorio para el aprovechamiento hidroeléctrico en Misiones, el gasoducto productivo en Entre Ríos, los proyectos solares en Chaco y la renovación de las líneas de baja tensión en Rosario. Proyectos que ya están en la agenda de las provincias, que tienen respaldo técnico, y que con el impulso correcto pueden cambiar las condiciones productivas de regiones enteras.
Todo ese trabajo fue realizado junto a quienes conocen el territorio mejor que nadie: los técnicos provinciales, los operadores del sistema y los referentes sectoriales. El pasado 6 de marzo en Paraná, en un encuentro con todos estos actores, se abordaron diferentes temáticas (energía eléctrica, gas, combustibles líquidos y transición energética), y se discutieron, ajustaron y legitimaron los proyectos.
El litoral es el primer capítulo de una estrategia que en 2026 se extenderá a todas las regiones del país. El objetivo es llegar a fin de año con este dispositivo desplegado de Jujuy a Tierra del Fuego, construyendo una hoja de ruta energética federal como resultado de un proceso técnico riguroso y participativo.
(*) Economista y Jefe de Sistemas Productivos Regionales del Consejo Federal de Inversiones (CFI). Coordina la Estrategia Federal Energética desde su lanzamiento.
Daniel Gerold, Rolando Figueroa, Jorge Sapag y Marcos Bulgheroni, en la presentación de «Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina»
La presentación del libro «Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina», escrito por el exgobernador de Neuquén Jorge Sapag, permitió un espacio de balance histórico y proyección estratégica para el sector energético.
Con el foco puesto en la exportación, la obra plantea un recorrido vivencial sobre el nacimiento, el presente y el futuro de Vaca Muerta con el objetivo de mostrar cómo una política de Estado provincial se convirtió en el motor de crecimiento más dinámico de la Argentina contemporánea.
Realizado en el Museo Fernández Blanco de la Ciudad de Buenos Aires, el evento reunió en un panel de especialistas junto al autor: Marcos Bulgheroni (CEO de PAE) y el consultor Daniel Gerold, con moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal, y la presencia del gobernador, Rolando Figueroa.
Sapag recordó los inicios de la formación, cuando la provincia de Neuquén asumió la responsabilidad de revertir el declino energético nacional: «Nos dicen ese año: ‘muchachos, arréglense. La declinación de los yacimientos convencionales ahora es problema de ustedes. Vean qué hacen’», recordó el autor de la obra editada por Sidera Media.
Esa coyuntura derivó en la creación de un marco normativo específico que permitió el desembarco de capitales intensivos. «Ahí vino la oportunidad de sacar una ley provincial que fue la ley de Loma Campana, la 2867, y que fue clave porque se convirtió en el primer desarrollo no convencional. Yo lo llamo la campana de largada de Vaca Muerta«, explicó Sapag.
Pese a los vaivenes de la economía nacional, el proyecto mantuvo su integridad gracias a la resiliencia del sector. «Vaca Muerta nació a pesar de una macroeconomía calamitosa y desquiciada. Su desarrollo es fruto del trabajo, la decisión, el coraje de miles de hombres y mujeres que abrazaron este desafío», sostuvo Sapag.
Vaca Muerta y el salto hacia la escala global
El prologuista de la obra Marcos Bulgheroni y el autor Jorge Sapag.
A su turno, Bulgheroni, quien tuvo a su cargo el prólogo de la obra, destacó la madurez alcanzada por la formación y su posición única en el mapa energético: «No hay otro en el mundo, salvo Canadá, pero que es muy muy pequeño, que tenga la dimensión, la importancia y la madurez que tiene Vaca Muerta« por fuera de los Estados Unidos.
Para el directivo de Pan American Energy, la competitividad frente a otros mercados internacionales es el próximo gran paso, especialmente en el segmento del gas natural licuado:«Pudimos hacer un buen negocio razonable, competitivo, porque al final del día tiene que ver con poder competir con Estados Unidos».
En tanto, Gerold analizó el impacto económico que el desarrollo no convencional produjo en las finanzas neuquinas. «El 85% de recursos de la provincia de Neuquén son propios. Y eso le da autonomía, le da autarquía, le da la posibilidad de no depender de la coparticipación federal de impuestos», detalló, subrayando la singularidad del caso en la Argentina.
Gerold definió la trayectoria de la formación como «una historia rara de éxito que a veces no es muy conocida… una historia de éxito en un país que está lleno de fracasos».
Finalmente, la charla abordó la necesidad crítica de infraestructura para no limitar el potencial del recurso. Sapag evocó conversaciones clave de hace más de una década: «En el 2013 me decían ‘Jorge, está muy bien todo este desarrollo Vaca Muerta. Pero si no hacemos ductos es como el tema de los ferrocarriles en el 1900´, y se hicieron 30.000 kilómetros de vías. Aquí hay que hacer ductos. Sin ductos no tenemos destino para el gas y para el petróleo», avizoró el autor.
El fracaso de las negociaciones en Paquistán complican todavía más el abastecimiento de gasoil.
El gasoil mayorista ya cuesta hasta un 7% más caro que el que se vende en las estaciones de servicio, lo que representa una anomalía respecto del funcionamiento habitual de la cadena de comercialización de combustibles. Por la guerra en Medio Oriente, la cotización internacional de este derivado del petróleo se disparó en las últimas semanas, pero como en el segmento minorista rige un congelamiento por 45 días, los operadores están vendiendo a pérdida. Al mismo tiempo, en el canal mayorista los precios continúan subiendo justo en la antesala de la cosecha gruesa de soja.
El problema a nivel internacional no son solo los precios del gasoil sino la disponibilidad física del producto en un contexto donde la circulación por el Estrecho de Ormuz se complica cada vez más. Esa incertidumbre se refleja en las primas vigentes. Habitualmente, el gasoil se comercializa a la cotización del Heating oil más un premio de 7 centavos por galón.Sin embargo, en estos últimos días esa prima es de 70 centavos, diez veces mas cara.
El precio mayorista se dispara
El precio en surtidor incorpora no sólo el costo del producto en origen, sino también los gastos de transporte, distribución, comercialización e impuestos, por lo que suele ubicarse por encima del valor mayorista. La inversión de esta relación, sugiere la existencia de desajustes en la formación de precios.
En este caso, se combina el congelamiento de precios en las estaciones de servicio con el hecho de que el segmento mayorista se encuentra más expuesto a las variaciones del mercado global —incluyendo el precio de importación del combustible, el tipo de cambio y los costos de reposición—, lo que tiende a reflejarse con mayor rapidez en sus valores.
Raizen y Trafigura, dos compañías no integradas, ya están vendiendo el gasoil mayorista un 7% más caro que para los minoristas. Axion cobra un 2% más caro en el canal agro que en el minorista –a las industrias les cobra todavía más caro-, mientras que YPF es la única compañía que mantiene equilibrados los precios de los dos canales.
Lo preocupante es que está situación se produce justo cuando está por comenzar la cosecha gruesa de soja, que implica un incremento significativo en la demanda de gasoil. Por lo tanto, lo más probable es que empiece a observarse un cruce de canales. Es decir, que los productores rurales acudan al segmento minorista en busca de gasoil para minimizar sus costos, lo que termine disparando la demanda y provocando faltantes en las estaciones de servicio.
El fracaso de las negociaciones en Medio Oriente
Cuando YPF anunció el mecanismo de amortiguación de precios por 45 días, la expectativa empresaria era que Estados Unidos e Irán logren un acuerdo en el corto plazo. Eso hubiera permitido un barril de crudo por debajo de los 90 dólares o incluso menor. Sin embargo, el fracaso de las negociaciones en Islamabad durante el fin de semana volvió a disparar el precio del barril por encima de los 100 dólares a partir de este lunes.
Irán controla el Estrecho de Ormuz y viene habilitando el paso de algunos buques, pero Estados Unidos adelantó el sábado que concretará un bloqueo perimetral de ese mismo estrecho impidiendo el paso en aguas internacionales de cualquier buque que le pague a Irán. De este modo, se espera que la circulación por ese pasaje quede finalmente bloqueada para todos los buques. Esa situación no solo impactará en los precios, sino que incluso complicará el acceso a este combustible.
New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó avances en un proyecto de mejora y readecuación integral de los drenajes y del tratamiento de residuos en la Estación de Bombeo de Challacó, con el objetivo de fortalecer las condiciones operativas y ambientales del sector y proyectar mejoras de largo plazo.
Según comunicó la compañía, para el desarrollo de la ingeniería necesaria se contrató a la empresa Dibutec, que tendrá a su cargo la definición de las soluciones técnicas más adecuadas para el sistema de drenajes y el manejo asociado de efluentes y residuos.
Nuevo proyecto
NAO indicó que el trabajo se lleva adelante en conjunto con su equipo de EHS y Medioambiente, con el objetivo de contar con una propuesta integral que permita mejorar el manejo de efluentes y residuos, en línea con los estándares que busca consolidar en sus instalaciones.
“La mejora de drenajes y el tratamiento de residuos requieren una mirada integral: diagnóstico, ingeniería y definición de soluciones técnicas, para acompañar mejoras sostenidas en el tiempo”, señalaron desde la compañía.
Datos clave
Ubicación: Estación de Bombeo Challacó, Neuquén.
Proyecto: mejora y readecuación integral de drenajes y tratamiento de residuos.
Ingeniería: contratada a Dibutec para definir soluciones técnicas.
Implementación: trabajo conjunto con EHS y Medioambiente para una propuesta integral y mejoras de largo plazo.
New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó la ejecución de una parada programada de mantenimiento general en su planta de Plaza Huincul, realizada durante las jornadas del 4 y 5 de febrero, con aproximadamente 19 intervenciones planificadas orientadas a sostener la disponibilidad de equipos clave y reducir el riesgo de paradas no programadas.
Entre los trabajos realizados, NAO destacó como punto relevante el cambio de quemador de uno de los hornos, una mejora que permite unificar la marca de los cuatro equipos. Según informó la compañía, esta decisión simplifica la gestión de repuestos, el servicio postventa y los criterios de mantenimiento, favoreciendo una operación más eficiente y ordenada.
Parada programada
Además, durante la parada se avanzó con tareas de limpieza en hornos y otros equipos, extracción y montaje de mazos en intercambiadores, pruebas hidráulicas y la readecuación del acceso al área 300, como parte del plan de mantenimiento general.
NAO indicó que el resultado de la jornada fue positivo y que este tipo de intervenciones reflejan el crecimiento de los equipos en planificación, coordinación y ejecución. En ese sentido, señaló que el aprendizaje acumulado fortalece la confiabilidad operativa de la planta y consolida una base más eficiente para el mantenimiento futuro.
“Estas paradas programadas permiten ordenar el mantenimiento, estandarizar criterios y sostener la disponibilidad de equipos críticos, con foco en confiabilidad operativa en Plaza Huincul”, indicaron desde la compañía.
Datos clave
Ubicación: Plaza Huincul, Neuquén.
Parada programada: 4 y 5 de febrero.
Alcance: ~19 intervenciones planificadas para reducir paradas no programadas.
Trabajo destacado: cambio de quemador para unificar la marca de los cuatro hornos y simplificar repuestos/criterios de mantenimiento.
Tareas complementarias: limpieza, mazos, pruebas hidráulicas y readecuación de acceso al área 300.
Los precios del gas natural licuado (GNL) en Asia registraron una fuerte caída en los últimos días, impulsados por el anuncio de un alto el fuego de dos semanas entre Estados Unidos e Irán, aunque el mercado continúa bajo presión ante la persistencia de riesgos logísticos y estructurales en la oferta.
De acuerdo con el último informe de la agencia Reuters, el precio spot promedio del GNL para entregas en mayo en el noreste asiático se ubicó en US$ 17,00 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), lo que representa una baja de US$ 2.- respecto de la semana previa y el nivel más bajo desde fines de febrero, cuando se intensificó el conflicto en la región.
Comercio
El comercio global de gas natural licuado (GNL) muestra una creciente participación de operaciones flexibles: actualmente entre el 30% y el 40% de las ventas se realizan en modalidad spot o de corto plazo, mientras que el 60%–70% restante continúa bajo contratos de largo plazo. Dentro de ese 30%–40% se incluyen tanto operaciones estrictamente spot (entregas inmediatas o en pocas semanas) como contratos de corta duración, generalmente de hasta 1 a 3 años, que en las estadísticas suelen agruparse en la misma categoría.
Esta participación ha aumentado de forma sostenida en las últimas décadas: a comienzos de los 2000 el spot representaba menos del 10% del comercio global, en la década de 2010 se ubicó en torno al 20%–25%, y en los últimos años se consolidó en el rango actual del 30%–40%, con picos superiores durante crisis como la de 2022–2023 en Europa. El crecimiento responde a una mayor liquidez del mercado, la expansión de exportadores con contratos más flexibles —como Estados Unidos— y el desarrollo de hubs de referencia como JKM en Asia y TTF en Europa; aun así, los contratos de largo plazo siguen predominando, ya que sostienen inversiones que requieren grandes volúmenes y estabilidad en el tiempo.
Asunto estrecho
Analistas del sector atribuyen esta corrección principalmente a la reducción de la prima de riesgo geopolítico. Go Katayama, de la firma Kpler, señaló que la tregua entre Washington y Teherán generó un alivio inmediato en los mercados energéticos globales. Sin embargo, advirtió que persisten factores de riesgo, especialmente vinculados a posibles daños de largo plazo en instalaciones clave como Ras Laffan, en Qatar, uno de los principales polos exportadores de GNL del mundo.
En paralelo, la situación en el Estrecho de Ormuz continúa siendo un punto crítico. El tránsito marítimo en la zona se mantiene por debajo del 10 % de los niveles habituales, reflejando la cautela de los operadores ante un escenario todavía inestable. En los últimos días, incluso se registraron incidentes con buques metaneros que debieron revertir su curso tras ser interceptados por fuerzas iraníes.
Según estimaciones de la consultora ICIS, al menos 15 buques cargados de GNL permanecen actualmente dentro del estrecho, a la espera de condiciones seguras para retomar sus rutas. A esto se suma la posibilidad de contar con volúmenes adicionales almacenados en terminales de Qatar y Emiratos Árabes Unidos, lo que permitiría reactivar parcialmente los envíos en el corto plazo. No obstante, expertos coinciden en que recuperar los niveles normales de exportación —entre 90 y 100 cargamentos mensuales en el caso qatarí— demandará tiempo.
En Europa, los precios también reflejaron la volatilidad del contexto internacional. El índice de referencia para el noroeste del continente se ubicó en torno a los US$ 15,1 por MMBtu para entregas en mayo, según distintas evaluaciones del mercado. La estructura de la curva de futuros, con tendencia plana o en retroceso, continúa afectando la rentabilidad del almacenamiento y limitando la liquidez en los hubs europeos.
Aun así, la demanda mostró señales de sostén. Intereses de compra por parte de Turquía y Argentina para cargamentos en los próximos meses contribuyeron a apuntalar el mercado, en un contexto de elevada sensibilidad a factores geopolíticos.
En el segmento del transporte, las tarifas de flete de buques metaneros registraron caídas tanto en el Atlántico como en el Pacífico, ubicándose en torno a los US$ 89.750 y US$ 73.000 diarios, respectivamente. Esta reducción, junto con una mejora en el diferencial de precios entre Asia y Europa, volvió a favorecer el arbitraje de cargamentos estadounidenses hacia el mercado asiático.
De este modo, aunque la tregua entre Estados Unidos e Irán introdujo un alivio temporal en los precios del GNL, el equilibrio del mercado sigue dependiendo de la evolución del conflicto y de la normalización de las rutas críticas de suministro energético global.
Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del mundo, presentó este lunes la mejor oferta en la licitación realizada por la estatal Enarsa para seleccionar un agregador privado encargado de importar y comercializar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que se consumirán durante el invierno.
La compañía con sede en Ginebra presentó la oferta económica más competitiva del proceso, con una prima de 4,91 dólares por millón de BTU por sobre el precio del gas natural en el mercado europeo, referenciado en el índice TTF (Title Transfer Facility), principal indicador de precios del GNL en Rotterdam. Pero Naturgy, su único competidor, ofertó una prima apenas superior, de 4,95 dólares.
Como la diferencia es exigua y no supera el 1% entre uno y otro, habría un desempate entre ambas empresas para definir al ganador, según se desprende de la lectura del pliego diseñado por la Secretaría de Energía. Aún así, desde la cartera que dirige María Tettamanti optaron por no realizar comentarios ante la consulta de este medio. La respuesta oficial se conocerá en las próximas horas. En cualquier caso, es una buena señal para el Estado porque el proceso resultó super competitivo, incluso en un escenario signado por la Guerra en Medio Oriente que disparó los precios del petróleo y genera incertidumbre sobre el acceso físico a los cargamentos de GNL.
GNL: una nueva etapa
El esquema licitatorio impulsado por la Secretaría de Energía apunta a delegar, por primera vez en 18 años, en un actor privado la función de agregación de demanda, importación y comercialización del GNL que se regasificará en las terminales locales durante los meses de mayor consumo.
En los hechos, la empresa adjudicataria actuará como intermediario entre el mercado internacional y la demanda local, abasteciendo principalmente a grandes usuarios industriales, generadoras eléctricas y en menor medida a clientes residenciales de distirbuidoras.
Trafigura controla en el país la red de estaciones de servicio Puma Energy y, en paralelo, viene ampliando su presencia en distintos segmentos del negocio. En upstream, participa como socio financiero en desarrollos en Vaca Muerta, mientras que también impulsa proyectos de infraestructura vinculados a la exportación de crudo.
En el segmento gasífero, la firma ganó protagonismo en el último año al asumir un rol activo en la importación de gas desde Bolivia para cubrir picos de demanda invernal. La iniciativa se enmarca en un objetivo más ambicioso: construir una comercializadora de gas natural en la Argentina.
Naturgy, en tanto, es una de las tres mayores distribuidoras de gas de la Argentina junto con Metrogas y Camuzzi. Y cuenta con una comercializadora de gas asociada por lo que cubre un porcentaje importante de la demanda industria en la zona del Litoral.
El gobernador Sergio Ziliotto anunció este viernes el llamado a Licitación Pública N° 1/26 para la segunda etapa del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico, una iniciativa que ampliará la capacidad de generación eléctrica renovable en el norte provincial y consolidará la estrategia energética del Gobierno de La Pampa basada en planificación, inversión y articulación público-privada.
La convocatoria da continuidad a un desarrollo ya en marcha. La Etapa I, actualmente en ejecución, contempla una potencia de 15 megavatios (MW), mientras que la nueva instancia incorpora otros 15 MW, dentro de un esquema de expansión que proyecta alcanzar los 50 MW de potencia instalada. La energía generada estará destinada a abastecer la creciente demanda del entramado productivo del norte provincial, acompañando la expansión industrial y garantizando disponibilidad energética para nuevos proyectos.
El emprendimiento se desarrolla dentro del Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico, en un predio de más de 100 hectáreas con proyección de crecimiento. “Manejar el precio de la energía es tener bajo nuestra decisión una de las principales variables del agregado de valor de nuestra producción primaria”, sostuvo Ziliotto, y remarcó que el objetivo es asegurar “energía en calidad y cantidad y al mejor precio para satisfacer la demanda del sector productivo”.
De la actividad participaron la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso; el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol, María de los Ángeles Roveda; el director de la Agencia I-COMEX, Sebastián Lastiri; el presidente de la Federación Pampeana de Cooperativas, Jorge Páez; legisladores, intendentes e intendentas y autoridades provinciales y municipales.
Esquema de inversión público-privada
El secretario de Energía, la presidenta de Pampetrol y el director de la Agencia I-COMEX brindaron los detalles técnicos de la licitación, cuyo objetivo es seleccionar un socio privado para el desarrollo integral del parque solar de 15 MW. El proyecto incluirá diseño, provisión y construcción, montaje y puesta en marcha, conexión al sistema eléctrico, operación y mantenimiento y la comercialización de la energía generada.
La iniciativa se estructurará a través de una Unión Transitoria entre Pampetrol y el adjudicatario privado. La empresa provincial tendrá una participación del 20%, mientras que el socio privado contará con el 80% restante. Pampetrol aportará activos estratégicos como el predio, el contrato de abastecimiento, la factibilidad de conexión, los estudios ambientales y el desarrollo previo del proyecto.
El esquema contempla un contrato de abastecimiento de energía a 20 años con la Administración Provincial de Energía, con un precio fijo durante los primeros siete años y un mecanismo de actualización regulado para el período restante, lo que brinda previsibilidad de ingresos y un horizonte de inversión de largo plazo.
Las propuestas deberán estructurarse en función de tres variables principales: el costo del proyecto, el precio de la energía ofertado y la participación en la distribución de utilidades. Además, la licitación incorpora un mecanismo que permite ampliar el desarrollo en 15 MW adicionales, habilitando nuevas instancias de inversión bajo el mismo esquema.
El proyecto es impulsado por Pampetrol en articulación con el Gobierno provincial, en el marco de una política energética orientada a diversificar la matriz, fortalecer la infraestructura y acompañar el desarrollo productivo. La Provincia proyecta alcanzar el 35% de generación eléctrica a partir de fuentes renovables hacia 2030, consolidando una estrategia de largo plazo que genera condiciones para el crecimiento económico y la ampliación de la capacidad productiva.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través del ministerio de Energía, autorizó la cesión de participaciones en tres activos hidrocarburíferos de la provincia, como parte de un proceso de reorganización de titularidad entre Pluspetrol y YPF.
En este sentido, mediante los Decretos N° 0475, 0476 y 496, se autorizó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50% de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente. Las dos primeras corresponden a concesiones de explotación convencional actualmente en producción, mientras que Las Tacanas se encuentra encuadrada como Lote Bajo Evaluación con objetivos no convencionales.
Tras la autorización y la posterior formalización de las escrituras correspondientes, las áreas involucradas quedarán bajo la titularidad y operación de YPF, consolidando la gestión unificada de estos activos y favoreciendo la optimización de su desarrollo.
El proceso se encuadra en el marco regulatorio vigente en materia hidrocarburífera, que establece que la cesión de participaciones en concesiones y permisos debe contar con la autorización de la autoridad concedente, sujeta al cumplimiento de requisitos legales, técnicos y administrativos.
Datos técnicos de las áreas involucradas
Meseta Buena Esperanza: Concesión de explotación convencional con una superficie de 303,71 km².
Aguada Villanueva: Concesión de explotación convencional que abarca una superficie de 281 km².
Las Tacanas: Área que se inició como Permiso de Exploración con objetivos no convencionales, otorgado por un plazo de cuatro años y con una superficie de 411 km². Posteriormente, fue encuadrada como Lote Bajo Evaluación conforme a la normativa vigente.
El Sindicato de Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz resolvió iniciar un paro general por tiempo indeterminado en toda la provincia, tras una multitudinaria asamblea que reunió a unos 6.000 trabajadores.
El gremio que conduce Rafael Güenchenen cuestionó con dureza a las operadoras por la falta de inversiones y el incumplimiento de los planes de perforación comprometidos para 2026. “Hoy tenemos las condiciones para que cada operadora invierta los 1.200 millones de dólares que se comprometieron. ¿Qué se piensan estos tipos que firmaron un plan de perforación y no van a perforar?”, expresó.
Güenchenen también rechazó posibles recortes de personal y dejó en claro que el gremio no aceptará despidos. “No se va a ir más nadie de este yacimiento. No se va más nadie”, afirmó.
En ese sentido, instruyó a la comisión directiva y al cuerpo de delegados a sostener el criterio de “alta por baja”, exigiendo la reincorporación de cada puesto de trabajo que las operadoras intenten reducir bajo cualquier modalidad, ya sea jubilación u otros mecanismos.
Asimismo, Güenchenen puso el foco en la responsabilidad del Ejecutivo para intervenir frente a los incumplimientos de las operadoras, y anticipó que el sindicato avanzará en ese sentido.
“Vamos a pedirle al gobierno provincial que retrotraiga las áreas a todas aquellas empresas petroleras que quieren dejar gente en la calle”, afirmó.
En relación al contexto general de la industria, el secretario general recordó que hace casi dos años que no se perfora un solo pozo en Santa Cruz, lo que impacta directamente en la producción y en la sostenibilidad del empleo.
“Hace cerca de dos años que no se perfora un solo pozo. Bajaron los perforadores, cayó la producción. Si no se perfora, la producción va a seguir cayendo y vamos a ser menos trabajadores en la industria”, advirtió.
El dirigente también cuestionó el plan de abandono y remediación acordado con YPF, al considerar que resulta insuficiente frente a las necesidades actuales de la provincia y de los trabajadores.
Como cierre de la asamblea, y tras la votación a mano alzada de los presentes, Güenchenen anunció el inicio de un plan de lucha con un paro general por tiempo indeterminado.
El Gobierno nacional avanza en la venta de las acciones de Enarsa en Citelec y espera para el 14 de abril la recepción de las ofertas, tras un reciente cambio en el cronograma del proceso licitatorio.
La fecha original era el 26 de marzo, pero Economía decidió una postergación para asegurar el éxito de la operación.
Según trascendió de fuentes del mercado eléctrico, se buscó garantizar que los interesados puedan administrar la red de transporte eléctrico sin que esto signifique una barrera de entrada que limite la competencia entre las firmas.
Entre los interesados en la operación se encuentran grupos energéticos locales, generadoras y actores del sector financiero que analizan la estabilidad de los ingresos de la empresa.
Transener, la firma operada por Citelec, gestiona una red de más de 15.000 kilómetros de líneas de alta tensión en todo el territorio nacional. La venta de estas acciones responde a la idea oficial de reducir la presencia del Estado en activos no estratégicos.
La puja por quedarse con la empresa que opera más de 15.000 kilómetros de redes de alta tensión cuenta con importantes grupos empresarios, en buena parte de origen local.
Por ejemplo, se habla de Edison Energía, una compañía que comandan los Juan y Patricio Neuss, que incorporaría a empresarios locales.
Otro de los posibles oferentes es Genneia, presidida por Jorge Brito y principal compañía en la generación de energía con recursos renovables.
También se espera la decisión de Central Puerto y una eventual postura de Edenor, ahora en poder de José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.
La Secretaría de Energía de la Nación formalizó la baja del permiso de exploración hidrocarburífera en el bloque CAN 109, un área ubicada en la Cuenca Argentina a unos 200 km de la costa marplatense, tras la decisión de las empresas de no continuar con el proyecto por la falta de resultados positivos.
La medida quedó plasmada en la Resolución 87/2026 publicada en el Boletín Oficial, en la que se declara la extinción del permiso otorgado en 2019 a Shell Argentina S.A. y Qatar Petroleum Oil and Gas S.A.U., en el marco de la ronda de licitaciones offshore impulsada por el Estado nacional. Una medida idéntica ya se había oficializado en marzo con las mismas firmas y sobre el bloque CAN 107.
Según se detalla en el documento, las compañías notificaron en diciembre de 2025 su decisión de no avanzar hacia el segundo período exploratorio y renunciar al área CAN 109.
Antes de aceptar la renuncia, el gobierno evaluó el cumplimiento de las obligaciones contractuales y concluyó que las firmas habían completado las inversiones comprometidas y abonado el canon correspondiente.
De esta manera, el área queda revertida al Estado nacional sin penalidades para las empresas, ya que no se detectaron incumplimientos ni observaciones ambientales en el desarrollo de las tareas.
La salida del CAN 109 se suma a un antecedente inmediato: semanas atrás, el mismo consorcio había abandonado el bloque CAN 107, también frente a las costas de Mar del Plata, tras no obtener resultados alentadores en la etapa exploratoria.
En ambos casos, la decisión empresaria estuvo vinculada a la falta de indicios suficientes de hidrocarburos que justificaran avanzar hacia una segunda fase, que incluía perforaciones exploratorias de mayor costo.
El retiro de Shell y Qatar Petroleum implica, en los hechos, el cierre de su participación en la Cuenca Argentina Norte, un proyecto que había generado expectativas a partir de la licitación internacional de 2018 pero que, tras campañas sísmicas y evaluaciones técnicas, no logró consolidar resultados positivos.
Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica en la Argentina, a través de un acuerdo con Patagonia Assets Limited, adquirió el 100% del paquete accionario de Patagonia Energy S.A. (PESA) , titular de la concesión de explotación de las áreas convencionales Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, en Neuquén. La operación forma parte de su estrategia de crecimiento y representa su ingreso formal en el sector de hidrocarburos.
Esta operación es la primera inversión del grupo en el sector de Oil & Gas, lo que anticipa un desafio cultural y organizacional en su hoja de ruta de diversificación y permite proyectar su ingreso a la formación de Vaca Muerta. A pesar de tratarse de dos áreas convencionales, ambos bloques tienen el potencial de obtener por parte de la provincia una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (Cench).
Aguada del Chivato-Aguada Bocarey se encuentran en el flanco norte de la provincia de Neuquén, cerca de la frontera con Mendoza.
Con esta adquisición comiunicada mediante un Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la empresa controlada por un holding de empresarios locales liderado por Guillermo Reca, consolida su posición en la infraestructura energética y expandir su alcance hacia la producción de hidrocarburos.
Las áreas adquiridas por Central Puerto, que abarcan una superficie de aproximadamente 27.181 acres (110 km2), tienen una historia reciente ligada a procesos de reestructuración financiera. Originalmente, estos bloques pertenecían a la empresa Medanito, una petrolera independiente que perdió las áreas tras enfrentar problemas financieros.
Posteriormente, los activos pasaron a manos de Patagonia Energy, firma vinculada a Federico Tomasevich, principal referente de Puente, la entidad de servicios financieros y mercado de capitales. Tras un período de operación bajo esta gestión, los activos pasan ahora a manos de Central Puerto, que asume el control total de la operación de forma directa e indirecta a través de Patagonia Energy & Resources Ltd (PERL).
La estrategia hacia el objetivo Vaca Muerta
Central Puerto precisó que «esta zona cuenta con un potencial probado y se encuentra en una ubicación de alta relevancia geológica dentro de la Cuenca Neuquina, posicionando a la empresa como un nuevo jugador estratégico en Vaca Muerta«. En ese sentido, la operación le permite «integrar verticalmente parte de su cadena de valor, sumando experiencia en el desarrollo de activos de producción en una de las regiones más productivas del mundo».
Central Puerto venía diversificando su portfolio en los últimos años con compras en el sector minero y el forestal.
La hoja de ruta para Aguada del Chivato y Aguada Bocarey contempla un proceso de transformación técnica y operativa. El objetivo inmediato de la conducción de Central Puerto es ordenar la operación de estos campos convencionales, que actualmente poseen producción de tipo convencional.
Sin embargo, el eje de valor a mediano y largo plazo reside en la reconversión de las áreas hacia una Concesión No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), lo cual implica la perforación de pozos pilotos para explorar y derisquear el potencial del área sobre la formación Vaca Muerta.
Esa actividad exploratoria permitirá la validación de la productividad geológica en una zona considerada de alta relevancia dentro de la Cuenca Neuquina. A partir de entonces, la compañía se dedicará a la obtención de financiamiento específico para el desarrollo de proyectos de capital intensivo que requiere este tipo de desarrollos shale.
«Esta adquisición es un paso fundamental en nuestra visión de largo plazo. Tras consolidar nuestro liderazgo en la generación eléctrica, hoy entramos en el sector de Oil & Gas con la convicción de que la diversificación es la clave para potenciar el crecimiento del grupo y contribuir al desarrollo energético de la Argentina», destacaron fuentes de la compañía.
La diversificación en el negocio energético
En la nota enviada a la CNV y a las bolsas y mercados, firmada por el Responsable de Relaciones con el Mercado, Leonardo Marinaro , se precisó que esta adquisición «permitirá a la Sociedad ampliar su presencia en el sector energético, incorporando activos y capacidades que fortalecen su posicionamiento competitivo».
El core de Central Puerto es el segmento de generación eléctrica, el cual liderpo en 2025 participación del 14,9% del total nacional.
Asimismo, el documento oficial subraya que la transacción contribuirá a «optimizar la estructura de negocios de la Sociedad, diversificando sus fuentes de ingresos y mitigando riesgos asociados a la concentración en sus actividades tradicionales». El cierre definitivo de la operación quedó sujeto al cumplimiento de condiciones precedentes habituales para este tipo de transacciones en el mercado local.
Central Puerto consolidó una estrategia de diversificación que la posiciona como una plataforma energética e industrial integral, en el cual su núcleo operativo histórico es la generación de energía eléctrica. En 2025 en la disputa por el mercado privado se posicionó como el líder del segmento eléctrico con una participación del 14,9%. Su desempeño se apoyó en una estructura diversificada que sumó un total de 21.220,4 GWh.
En el segmento de generación tiene una capacidad instalada diversificada que combina tecnología térmica (ciclos combinados y cogeneración), hídrica y renovable. En esta última área, la compañía expandió significativamente su cartera con parques eólicos y solares, como la reciente adquisición del parque solar Cafayate en Salta, alcanzando una potencia autorizada de más de 560 MW en fuentes limpias.
La diversificación de CEPU se extiende también hacia sectores no energéticos como el forestal y el minero. A través de su subsidiaria Proener, el grupo participa en el sector forestal con más de 140.000 hectáreas en las provincias de Entre Ríos y Corrientes. En el ámbito de la minería, la empresa mantiene inversiones en proyectos de litio (como Tres Cruces en Catamarca) y minerales metalíferos como oro, plata y cobre en el noroeste argentino (NOA), buscando capitalizar la transición energética.
Finalmente, Central Puerto desarrolló unidades complementarias como la venta de vapor de proceso para la industria y la gestión de sistemas de almacenamiento de energía. Sus plantas de cogeneración en San Lorenzo y Luján de Cuyo suministran vapor a grandes clientes industriales, mientras que sus nuevos proyectos de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), con una proyección de 205 MW para 2027
España atraviesa un punto de inflexión en el almacenamiento energético, con 61 proyectos en tramitación que suman 2420,1 MW durante el primer trimestre de 2026, según datos relevados por Energía Estratégica.
A nivel empresarial, el trimestre deja un mapa competitivo con fuerte concentración en pocos desarrolladores, tanto por número de proyectos como por potencia. BRUC Energy lidera en volumen con 295,8 MW distribuidos en 11 proyectos, seguido de cerca por Solaria, que acumula 283,5 MW en 13 proyectos, evidenciando una estrategia basada en modularidad y despliegue masivo.
En este contexto, también destacan Rolwind, con 277,6 MW, aunque sus proyectos Palmosilla y Cerrillo fueron adquiridos recientemente por Engie, marcando un movimiento relevante en la consolidación del mercado. A su vez, Saeta Yield concentra 259,4 MW en apenas dos proyectos, reflejando una apuesta clara por desarrollos de gran escala.
Por su parte, Repsol destaca con un único proyecto de 200 MW, uno de los mayores del trimestre. Mientras que, OPD Energy alcanza 177,4 MW en seis proyectos, e Iberdrola suma 175 MW en cinco iniciativas, consolidando su presencia en el segmento.
El ecosistema se completa con otros actores relevantes como Ignis (68.6 MW), Galp (66 MW), SAMCA (10 MW), Naturgy (42.7) MW), Sungrow Renewable Energy Spain (55 MW), Tagenergy (100 MW) o Elawan (40 MW), que si bien presentan menor volumen individual, aportan diversidad y profundidad al pipeline en distintas regiones del país.
El análisis del tamaño de los proyectos evidencia dos estrategias claras: por un lado, una alta repetición de módulos de entre 20 y 40 MW, principalmente en carteras como las de Solaria o BRUC Energy; y por otro, proyectos de gran escala —superiores a 100 MW— liderados por compañías como Repsol, Rolwind o Saeta Yield.
A nivel territorial, el desarrollo se concentra en regiones con alta penetración renovable, especialmente Castilla-La Mancha y Andalucía, que lideran ampliamente el pipeline con 21 y 16 proyectos respectivamente, donde la hibridación con parques fotovoltaicos existentes se posiciona como el modelo dominante.
No obstante, el despliegue se extiende a otras comunidades autónomas relevantes como Comunidad Valenciana, Extremadura, Aragón, Castilla y León, Cataluña, Asturias y Madrid, donde también se registran proyectos en distintas fases de tramitación, aportando capilaridad y diversidad al desarrollo del almacenamiento en todo el territorio español.
Este crecimiento se da en paralelo a la convalidación del Real Decreto-ley 7/2026, que impulsa configuraciones híbridas entre solar y almacenamiento, facilita permisos de acceso más flexibles e incorpora al almacenamiento como eje central del sistema, incluyendo el desarrollo de bombeo hidráulico como tecnología estratégica.
En paralelo, el sector se encuentra a la espera de la definición del mercado de capacidad, actualmente en las últimas fases de tramitación ante la Comisión Europea, un instrumento clave que permitirá que el almacenamiento obtenga ingresos por los servicios que presta al sistema, aportando estabilidad y previsibilidad financiera a largo plazo.
Este avance regulatorio resulta determinante en un contexto donde el almacenamiento deja de ser un complemento y pasa a ser una necesidad estructural, en línea con los objetivos del PNIEC, que fija 22,5 GW a 2030, aunque desde el sector ya se advierte que el foco no está solo en la cifra, sino en el rol crítico que estas tecnologías tendrán para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico.
En cuanto al estado administrativo, el pipeline del primer trimestre refleja una clara concentración en fases iniciales de desarrollo, con un alto número de proyectos en tramitación ambiental o en proceso de información pública. Esto incluye solicitudes de autorización administrativa previa (AAP), autorizaciones de construcción (AAC) y evaluaciones de impacto ambiental, lo que evidencia que una gran parte de los 2,4 GW aún debe avanzar en el proceso regulatorio antes de su ejecución.
Al mismo tiempo, también se identifican proyectos que ya cuentan con Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) favorables o en fases más avanzadas, lo que anticipa que parte de esta cartera podría materializarse en el corto y mediano plazo.
En términos de configuración, la mayoría de los proyectos corresponde a esquemas de hibridación con plantas fotovoltaicas existentes, lo que confirma que el mercado prioriza maximizar el aprovechamiento de activos renovables. No obstante, comienzan a aparecer algunos desarrollos standalone, que anticipan una evolución hacia modelos más orientados a servicios de flexibilidad y mercado eléctrico.
Este cambio de paradigma no es aislado, sino que responde a una visión que el sector viene consolidando desde hace tiempo, donde el almacenamiento deja de ser un complemento y pasa a ser una necesidad estructural del sistema eléctrico.
En este sentido, cabe recordar que el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) adjudicó el año pasado 9,4 GWh de almacenamiento a distintos desarrolladores, marcando un hito en el impulso público a estas tecnologías y reforzando la percepción del sector sobre el “boom del almacenamiento”.
Recientemente, APPA Renovables aseguró que el sistema eléctrico español recibió 37 GW en nuevas solicitudes de acceso a la red para proyectos de almacenamiento, reflejando un volumen muy superior al actualmente en tramitación y confirmando el fuerte apetito inversor. Este dato refuerza la idea de que el almacenamiento no solo atraviesa un “boom”, sino que se consolida como uno de los segmentos más competitivos y estratégicos dentro del desarrollo renovable en España.
Así, el volumen registrado en el Q1 de 2026 no solo confirma esa tendencia, sino que muestra su aceleración, en un contexto donde la combinación de regulación, financiamiento y estrategia empresarial posiciona al almacenamiento como uno de los pilares centrales de la transición energética en España.
México avanza en una transformación estructural de su mercado eléctrico con la publicación de nuevas disposiciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y los mecanismos de adquisición del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que consolidan al almacenamiento como un activo clave para la confiabilidad del sistema.
Publicadas el 3 de abril de 2026, estas medidas responden a una creciente presión sobre la demanda eléctrica —impulsada, entre otros factores, por los data centers— y a limitaciones estructurales del sistema.
El nuevo esquema permite al CENACE adquirir Energía, Potencia y Productos Asociados tanto de centrales eléctricas como de sistemas de almacenamiento privados, configurando un modelo dinámico basado en pronósticos de demanda, condiciones climatológicas y contingencias operativas.
Claudio Rodríguez Galán, Co-Head Latin American Practice Group de DWF, apuntó: «Detectamos una flexibilidad administrativa interesante que busca coadyuvar los tiempos y requisitos que se requiere para obtener dicha Confiabilidad. Esta flexibilidad es obvia, necesaria y bienvenida».
Uno de los avances más relevantes es la incorporación de mecanismos de flexibilidad operativa, como la interconexión temporal y la figura de participante de mercado temporal, que permiten agilizar la entrada de nueva capacidad.
Según Rodríguez Galán, “se permite la obtención de interconexión temporal post registro de interés”, lo que reduce barreras iniciales para proyectos en desarrollo.
En paralelo, el nuevo modelo económico introduce el concepto de precio monómico, que integra todos los costos en una única oferta y redefine la lógica de ingresos de los proyectos.
Sin embargo, el nuevo marco también genera señales de alerta en materia de inversión, particularmente por la transferencia de riesgos hacia el sector privado. Rodríguez Galán advirtió que “existen elementos que pudieran afectar el apetito de Unidades de Centrales Eléctricas o Sistemas de Almacenamiento a participar”, lo que introduce incertidumbre en el desarrollo del mercado.
Entre los principales desafíos, se destaca la ausencia de incentivos como los Certificados de Energías Limpias (CELs), lo que limita el potencial de ingresos adicionales para los proyectos de almacenamiento.
A esto se suma un esquema contractual rígido que restringe la capacidad de gestionar riesgos macroeconómicos.
Según el ejecutivo, “un cambio de condiciones económicas, tipo de cambio o indisponibilidad de combustibles no pueden reclamarse como fuerza mayor”, lo que incrementa la exposición financiera de los desarrolladores.
El modelo también establece que el sector privado asume la totalidad de responsabilidades técnicas, legales y operativas, consolidando un esquema donde el riesgo recae casi exclusivamente en los inversionistas. En palabras del especialista, “los actos jurídicos y garantías están a cargo del privado, sin responsabilidad para el CENACE”, lo que redefine el balance riesgo-retorno del sector.
Adicionalmente, la exigencia de garantías cercanas a 100.000 pesos por MW y la fijación de precios únicos, fijos e invariables durante toda la duración contractual introducen rigideces que impactan en la bancabilidad de los proyectos.
En paralelo, las disposiciones de la CNE establecen un marco integral para la integración de los Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAEE), redefiniendo su rol dentro del sistema eléctrico y su interacción con el mercado.
En este nuevo enfoque, el almacenamiento deja de ser tratado como una extensión de la generación eléctrica y adquiere identidad regulatoria propia, lo que implica un cambio estructural en su participación dentro del mercado. A partir de esta redefinición, ya no resulta obligatorio canalizar su operación a través de una central generadora, sino que se habilita una figura específica —la almacenadora— como sujeto regulado con capacidad de interactuar directamente en el sistema.
Este rediseño introduce además un esquema diferenciado de permisos que distingue entre configuraciones asociadas y no asociadas, aportando mayor claridad al desarrollo de proyectos. Mientras los sistemas vinculados a centrales eléctricas o centros de carga no requieren autorizaciones independientes adicionales, aquellos que operan de forma autónoma sí deben cumplir con requisitos específicos.
Al mismo tiempo, la normativa reorganiza y amplía las modalidades de participación, incorporando esquemas más flexibles y alineados con la evolución tecnológica del sector. En este sentido, el autoconsumo se consolida como una figura central —reemplazando esquemas previos como el autoabasto—, junto con la posibilidad de desarrollar almacenamiento en configuraciones agrupadas, en infraestructura de red o como mecanismos de respaldo energético.
Este enfoque permite una mayor diversidad de modelos operativos, habilitando desde soluciones descentralizadas para grandes consumidores hasta esquemas más complejos de optimización sistémica, lo que amplía significativamente el alcance del almacenamiento en el país.
Asimismo, el almacenamiento es reconocido en determinados casos como parte de la infraestructura eléctrica estratégica, particularmente cuando se integra a redes de transmisión y distribución, lo que implica su operación bajo control estatal y fuera de la lógica del mercado eléctrico mayorista.
Finalmente, se habilita la posibilidad de implementar sistemas de almacenamiento de manera conjunta entre distintos participantes, bajo condiciones específicas de localización, operación y responsabilidad, introduciendo nuevas alternativas de desarrollo colaborativo.
En este contexto, el almacenamiento emerge como un activo estratégico para la transición energética en México, al aportar flexibilidad, respaldo y estabilidad al sistema eléctrico, especialmente en escenarios de alta penetración renovable. La normativa incluso contempla su integración obligatoria en determinados casos para mitigar la variabilidad.
Desde el punto de vista técnico, los nuevos lineamientos imponen parámetros exigentes en capacidad, potencia, tiempos de respuesta y desempeño operativo, además del cumplimiento de estándares internacionales, elevando el umbral de entrada al mercado.
Así, el nuevo marco plantea una tensión central para el sector: mientras busca resolver urgencias de confiabilidad y modernizar la operación del sistema, también redefine las condiciones de inversión en un equilibrio donde la certidumbre regulatoria y la viabilidad económica serán determinantes para el futuro del almacenamiento en México.
Perú se encamina a una segunda vuelta presidencial en un escenario de alta fragmentación política, si bien aún resta conocerse el resultado definitivo, las tendencias del escrutinio posicionan a Keiko Fujimori como principal candidata a avanzar, mientras Rafael López Aliaga aparece como el competidor mejor ubicado para acompañarla en la segunda vuelta.
Con el 52% de los votos contabilizados, la referente de Fuerza Popular alcanza el 16,95%, mientras Rafael López Aliaga de Renovación Popular (14,8%) y Jorge Nieto de Partido del Buen Gobierno (12,9%) mantienen una diferencia ajustada, según datos de la Oficina Nacional de Procesos Electorales (ONPE).
La dispersión del voto, en una contienda con 35 postulantes, confirma un escenario sin mayorías y traslada la definición al 7 de junio. En este contexto, no solo está en juego quién avanzará a la instancia final, sino también qué enfoque económico y energético logrará imponerse en la próxima administración.
Este panorama comienza a poner en primer plano las propuestas estructurales de los principales candidatos, donde la política energética gana relevancia como vector de desarrollo. La transición hacia fuentes limpias aparece en las agendas, aunque con diferencias marcadas en cuanto a alcance, velocidad y rol dentro del sistema eléctrico.
Renovables: expansión, regulación y cartera de proyectos en foco
Keiko Fujimori tiene objetivos concretos para ampliar la participación de las energías renovables no convencionales. Su plan propone elevar su peso del 6% al 20% en la matriz eléctrica, impulsando el desarrollo de tecnologías solar, eólica, geotérmica y biomasa.
La candidata también reconoce un desafío estructural en la dependencia de combustibles importados. Actualmente, cerca del 75% del diésel consumido en el país proviene del exterior, por lo que su propuesta apunta a reducir esa proporción al 50%, combinando producción local con diversificación energética.
En paralelo, plantea avanzar en una Agenda Nacional del Hidrógeno Verde y acelerar la electrificación rural, especialmente en zonas de la Amazonía y la sierra donde persisten brechas de acceso. Este enfoque vincula la transición energética con objetivos de inclusión y desarrollo territorial.
Sin embargo, la hoja de ruta no excluye el fortalecimiento del sector de hidrocarburos. Entre sus iniciativas se destaca la promoción de nuevos proyectos de exploración y la creación de un Polo Energético del Norte, orientado a consolidar esa región como eje estratégico de generación y distribución.
Rafael López Aliaga también incorpora a las energías renovables dentro de su propuesta, aunque con un enfoque orientado a grandes desarrollos y exportación. Su plan prioriza el impulso de hidroeléctrica, solar y eólica, junto con la creación de polos de hidrógeno verde en el sur del país, particularmente en Arequipa y Moquegua.
Este esquema se complementa con un rol activo del gas natural dentro de la matriz energética. La estrategia plantea una transición progresiva, donde las renovables crecen en paralelo a fuentes de respaldo para garantizar estabilidad en el suministro.
Por su parte, Jorge Nieto introduce una visión centrada en el aprovechamiento del potencial territorial de los recursos renovables. Su enfoque destaca la alta radiación solar en las zonas altoandinas, proponiendo su uso como motor de desarrollo energético y productivo.
La propuesta vincula la generación eléctrica con iniciativas de desarrollo local y gestión de recursos, configurando un modelo descentralizado. En este esquema, las energías limpias cumplen un rol clave no solo en la matriz, sino también en la integración regional.
En paralelo, Perú cuenta con una cartera relevante de proyectos que reflejan el potencial de crecimiento del sector. Existe el compromiso de incorporar 13 plantas solares por 2.243 MW hacia 2028, mientras que el portafolio total asciende a 105 proyectos aprobados que suman 23.077 MW. Sin embargo, solo 15 cuentan actualmente con Concesión Definitiva de Generación, lo que evidencia los desafíos pendientes en materia de ejecución.
El sistema eléctrico parte de una base en expansión, aunque aún limitada en renovables no convencionales. Actualmente, la capacidad instalada alcanza 1.021,3 MW eólicos y 734,2 MW solares, con proyecciones que anticipan un crecimiento significativo hacia 2030, cuando se espera llegar a 2.861,5 MW fotovoltaicos y 1.641,6 MW eólicos.
Con un escenario electoral aún abierto, la definición del próximo gobierno será clave para transformar ese potencial en capacidad instalada real. La combinación entre señales regulatorias, ejecución de proyectos y condiciones de inversión determinará el posicionamiento de Perú en el mapa energético regional en los próximos años.
360Energy redefine su estrategia de crecimiento con un pipeline enfocado en proyectos híbridos, autoconsumo y expansión internacional, priorizando flexibilidad y adaptación por sobre el volumen.
La compañía avanza en esta nueva etapa con presencia activa apoyándose en su experiencia acumulada de casi 250 MW operativos en el mercado local y proyectos que superan los 150 MW en Brasil y México.
“Estamos en un proceso de internacionalización que lleva tiempo, energía e inversión”, afirma el gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy, Juan Pablo Alagia durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
En este contexto, la empresa busca capitalizar sus 15 años de trayectoria en Argentina para replicar modelos en otros mercados, donde las condiciones técnicas presentan similitudes. La expansión internacional, sin embargo, no responde a un modelo uniforme, sino a una adaptación constante a cada contexto regulatorio y comercial.
“Se podría decir que en Brasil ya con un pie bastante firme. Es un mercado eléctrico mucho más maduro, con demanda creciente pero también con mucha competencia”, indicó el entrevistado.
“Mientras que en México empezando a pisar, tratando de capitalizar lo que podemos, pero sobre todo con creatividad en cada etapa, en el diseño, tecnología, permitting, cuestiones regulatorias y en los canales de comercialización. Estamos enfocados en proyectos de hasta 20 MW, con un PPA firmado y una etapa de permitting que puede durar un año o año y medio”, agregó.
En este marco, el autoconsumo emerge como uno de los principales ejes del pipeline, tanto en Argentina como en los nuevos mercados. La compañía apunta a replicar este tipo de soluciones por su impacto en la estabilidad del sistema.
Un ejemplo de esta línea es el desarrollo en Argentina para abastecer la demanda de la planta de Stellantis en El Palomar, que además incorpora almacenamiento con baterías, anticipando una tendencia que se profundizará en el corto plazo.
“Tenemos un departamento de tecnología que va desarrollando proyectos que salen un poco de lo convencional, siempre con la raíz en generación solar. Estamos convencidos que la solar es la industria primaria y está llamada a ser ese vector de transición, pero hibridando con baterías o hidroeléctricas”, sostuvo.
Incluso, la firma avanza con dos provincias argentinas para llevar a cabo un primer piloto de planta solar flotante, aunque aún hay procesos complejos y se encuentra en etapas iniciales; a la par que explora oportunidades vinculadas a los centros de datos, un segmento que demanda soluciones energéticas confiables y autónomas.
“Estamos hablando también de proyectos híbridos para data centers, algunas primeras conversaciones. Para los proyectos de data centers siempre tiene que ser una solución híbrida porque quieren depender lo menos posible de la red. Entonces, van parques solares y sistemas de almacenamiento de gran envergadura”, indicó el gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy
En este punto, América Latina aparece como una región atractiva por sus recursos naturales, aunque con limitaciones estructurales en el acceso al financiamiento, pese al interés de este tipo de proyectos.
Hacia el tramo final de la estrategia, la compañía también evalúa su participación en licitaciones y subastas, aunque con una mirada más selectiva que en etapas anteriores.
“Tuvimos una época donde fueron nuestro motor de crecimiento, pero ahora estamos evaluando cuál puede ser el mejor aporte de la empresa”, explicó aludiendo a la continuidad del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y oportunidades vinculadas a iniciativas como la licitación AlmaSADI para 700 MW en nodos de Argentina..
El sector de la energía solar en México continúa mostrando un crecimiento sostenido, impulsando la demanda de tecnologías más eficientes y adaptadas a las nuevas necesidades del mercado.
En este contexto, la empresa Growatt anunció su participación en RE+ México 2026, uno de los eventos más importantes de la industria energética en el país.
Durante el encuentro, que se llevará a cabo del 14 al 16 de abril en Expo Guadalajara, la compañía presentará su portafolio actualizado de soluciones para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales. Estas propuestas integran tecnologías de última generación enfocadas en mejorar el rendimiento de los sistemas fotovoltaicos, optimizar la gestión energética y aumentar la rentabilidad de los proyectos.
La participación de Growatt en RE+ México también busca fortalecer su relación con clientes, distribuidores y socios estratégicos, además de compartir tendencias, avances tecnológicos y nuevas oportunidades dentro del mercado solar mexicano.
Asimismo, la empresa contará con la presencia de sus equipos de ventas, producto y servicio técnico en el Booth N30, donde brindarán asesoría especializada y atención a consultas técnicas durante los tres días del evento.
Con esta participación, Growatt continúa consolidando su presencia en México y su papel como actor relevante en la transición hacia un modelo energético más sostenible.
Galp ha acordado adquirir una cartera de 351 MW de activos eólicos terrestres operativos ubicados en España a Helia, una empresa conjunta entre Plenium Partners y Bankinter Investment. Se espera que la transacción, con un valor patrimonial aproximado de 320 millones de euros, se complete durante el segundo trimestre de 2026, reforzando así la estrategia de crecimiento y diversificación de la compañía en el sector de las energías renovables en el mercado ibérico.
La cartera comprende 17 parques eólicos, ubicados en zonas con atractivos recursos eólicos, con una fecha media de inicio de operación comercial en 2009. Operando en condiciones de mercado y con un sólido historial operativo, los activos generan una media de aproximadamente 750 GWh al año.
Esta operación representa un paso significativo en la evolución de Galp como productor de energía renovable, permitiéndole equilibrar su cartera, hasta ahora dominada por la energía solar, con una mayor presencia en la producción de energía eólica. Con esta adquisición, la capacidad instalada de energía renovable de Galp alcanza los 2 GW, y la energía eólica representa ahora aproximadamente una cuarta parte de su producción total de energía renovable.
Esta transacción se alinea con la previsión de inversión neta de Galp para el periodo 2025-2026, fijada en un promedio de hasta 800 millones de euros anuales. Esta decisión estratégica refuerza la sostenibilidad de la trayectoria de crecimiento de la compañía en energías renovables, contribuyendo a una cartera más diversificada y resiliente.
«Esta adquisición refleja nuestra visión a largo plazo para las energías renovables: crecer de forma disciplinada, con activos de calidad, y construir una cartera más diversificada y resiliente. La complementariedad entre la energía solar y la eólica nos permite reducir la volatilidad, mejorar el perfil de producción y fortalecer la creación de valor sostenible», destaca Georgios Papadimitriou, vicepresidente ejecutivo de Energías Renovables de Galp.
La unidad de negocio de Energías Renovables de Galp se centra en el desarrollo, la construcción y la operación de activos de generación de electricidad renovable, con especial atención a la Península Ibérica. Galp es actualmente uno de los principales operadores ibéricos de energía solar fotovoltaica, con 1,7 GW de capacidad instalada en Portugal y España. Esta cartera se complementa con proyectos en construcción y desarrollo, así como con inversiones en almacenamiento e hibridación, que refuerzan la competitividad de la electricidad producida, reducen su intensidad de carbono y contribuyen a la resiliencia del sistema eléctrico.
Galp tiene más de 350 MW de proyectos solares y de almacenamiento de baterías en construcción, cuya puesta en marcha está prevista para finales de 2026. La empresa adapta continuamente su estrategia a la evolución del mercado, garantizando siempre la sostenibilidad económica de su cartera.
La economía energética argentina entra en una fase de máxima concentración: diez empresas y diez yacimientos explican la mayor parte del crecimiento, las inversiones y la proyección exportadora del país.
El núcleo es Vaca Muerta, que ya tracciona más del 60% del petróleo y más del 50% del gas nacional, y que sostiene un plan de inversiones superior a USD 52.000 millones en los próximos años. Este nivel de concentración define precios, infraestructura, empleo, regalías y la capacidad de Argentina para consolidar un sendero exportador estable.
Las compañías que lideran el ciclo —YPF, Vista, PAE, Tecpetrol, Shell, Pluspetrol, Pampa Energía, TotalEnergies, ExxonMobil y Phoenix— operan los bloques más productivos y eficientes del país. Entre ellos se destacan Loma Campana, Bajada del Palo Oeste, La Amarga Chica, Aguada Pichana, Fortín de Piedra, Sierras Blancas–Cruz de Lorena–CASO, Bandurria Sur, El Orejano, Rincón de la Ceniza y Aguada Federal.
Estos yacimientos concentran la mayor parte del shale oil y del shale gas, y explican la curva ascendente de producción que sostiene la macroeconomía.
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El mapa completo de cuencas confirma esta dinámica. La Cuenca Neuquina domina el sistema y es el motor del crecimiento. La Cuenca del Golfo San Jorge mantiene peso en petróleo convencional, aunque con declino estructural. La Cuenca Austral gana relevancia por el gas y por el potencial de Palermo Aike.
La Cuenca del Noroeste profundiza su caída, lo que obliga a sostener importaciones puntuales mientras se completa la reversión del Gasoducto Norte. La estructura productiva se vuelve más dependiente del shale y más sensible a decisiones de inversión de un grupo reducido de jugadores.
Desde la óptica de Runrun, la concentración del negocio energético plantea un doble desafío económico. Por un lado, permite escalar producción, atraer divisas y consolidar exportaciones con actores de alta capacidad técnica y financiera. Por otro, exige infraestructura, reglas estables y competencia efectiva para evitar cuellos de botella y garantizar que el crecimiento se traduzca en empleo, proveedores locales y desarrollo territorial.
La economía argentina entra en una etapa donde la energía vuelve a ser un vector central: el ritmo de inversión en estos diez bloques y la capacidad de evacuar producción definirán la macro de los próximos años.
La salida del principal operador privado de estaciones de servicio del país abre una reconfiguración profunda en el negocio de combustibles. El activo en venta incluye la refinería de Dock Sud, la red completa de estaciones, la logística y el negocio mayorista.
La operación, valuada entre USD 1.000 y 1.500 millones, se aceleró por la necesidad del grupo vendedor de obtener liquidez en medio de una reestructuración global de deuda.
El comprador más avanzado es un holding energético y financiero internacional con presencia en trading, infraestructura y energía. La adquisición le permitiría integrar la cadena completa: desde la compra de crudo hasta el surtidor. Este movimiento es inédito en el mercado local y altera la competencia en un sector donde YPF concentra más de la mitad del share y el resto se reparte entre tres jugadores privados.
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La entrada de un actor global con músculo financiero cambia la escala del negocio y presiona a los competidores a revisar estrategias de precios, abastecimiento y logística.
El impacto económico es directo. La nueva conducción buscaría alinear precios a paridad de importación, lo que puede modificar márgenes de refinación y la estructura de costos del mercado. La integración vertical permite optimizar compras, refinación y distribución, reduciendo costos internos y aumentando la presión competitiva.
La operación también consolida la expansión del holding comprador en sectores estratégicos como energía, minería e infraestructura, reforzando su presencia en la economía real.
Desde la óptica de Runrun, la venta de la mayor red privada de estaciones es un movimiento tectónico: cambia la estructura del downstream por primera vez en décadas, introduce un jugador global con capacidad de inversión y obliga a revisar regulaciones en un mercado que se vuelve más concentrado y más internacionalizado.
La operación marca un nuevo ciclo para las empresas del sector, donde la escala, la logística y la integración serán determinantes para sostener competitividad.
YPF ratificó que Palermo Aike es su principal frente exploratorio fuera de Vaca Muerta y confirmó que perforará un nuevo pozo en el segundo semestre de 2026, una decisión que mantiene vivo el desarrollo no convencional de la Cuenca Austral.
La compañía ya definió la locación y trabaja en agrupar servicios para reducir costos en un entorno donde cada pozo supera los USD 80 millones, entre cinco y seis veces más que en Neuquén por la falta de infraestructura previa. La prioridad es confirmar el recurso, no compararlo todavía con Vaca Muerta.
El primer pozo horizontal perforado en la formación —MAYPA.x‑1, ejecutado por YPF y CGC— mostró respuesta a la estimulación, con 12 etapas de fractura y más de 4.600 metros entre vertical y rama lateral. Aunque no alcanzó producción comercial, permitió validar parámetros geológicos y operativos que sostienen la continuidad del plan exploratorio.
En paralelo, Santa Cruz presentó un nuevo esquema de incentivos para atraer inversiones y ordenar la transición tras la salida de YPF de áreas maduras.
El paquete incluye regalías al 5% por 10 años para nuevas inversiones y beneficios fiscales asociados a niveles de actividad. Las operadoras respaldaron la medida y la consideran clave para nivelar costos entre el convencional y el no convencional, especialmente en una cuenca donde la logística encarece cada etapa del desarrollo.
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Palermo Aike es el único play no convencional relevante fuera de Neuquén y concentra estimaciones técnicas que superan los 10.000 millones de barriles equivalentes y más de 130 TCF de gas.
Para YPF, su desarrollo es estratégico: diversifica la matriz productiva, amplía la frontera exportadora y sostiene la visión de un país capaz de superar los USD 30.000 millones anuales en exportaciones de hidrocarburos hacia 2031.
Desde la óptica de Runrun, el avance en Palermo Aike combina visión de largo plazo, riesgo exploratorio y política pública.
Si la provincia logra consolidar infraestructura, reglas estables y un esquema de incentivos competitivo, podrá transformar este play en un nuevo polo energético, con oportunidades para proveedores locales en perforación, servicios especiales, logística, remediación y obras civiles.
La discusión sobre el futuro minero de Mendoza se juega por encima de los 2.600 metros, en la franja cordillerana donde se concentran los pórfidos de cobre y los sistemas metalíferos de mayor potencial.
En esa altura se cruzan geología, agua, glaciares, logística, clima y gobernanza, y es allí donde se toman las decisiones críticas: accesos, permisos, controles, infraestructura y manejo ambiental. La columna que disparó este análisis plantea que el debate real no está en el llano, sino en la montaña, donde se define la minería que viene.
Los proyectos estratégicos de la provincia se ubican en tres corredores: Uspallata–Paramillos, Malargüe (MDMO I y II) y San Rafael–Cordillera Sur. En esas zonas se encuentran iniciativas como Cobre Mendocino, Cerro Amarillo, Las Choicas, La Adriana, El Burrero y El Perdido, todas condicionadas por la altura, los caminos de cornisa, la disponibilidad de agua y las ventanas climáticas cortas.
Operar en estos ambientes exige marcos regulatorios claros, controles modernos y un Estado con capacidad técnica para auditar procesos complejos.
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El análisis aparece en un momento donde Mendoza aprobó 27 DIAs de exploración en el MDMO II, impulsa Cobre Mendocino como proyecto insignia y discute regalías, fondos ambientales y estándares de sostenibilidad.
La columna funciona como un posicionamiento conceptual: pide que la minería se discuta con criterios técnicos, sin simplificaciones, y que la provincia construya un modelo propio, aprendiendo de experiencias regionales sin replicarlas de manera automática.
Desde la óptica de Runrun, la minería mendocina no se define en el debate urbano, sino en la alta montaña, donde se combinan oportunidades geológicas y desafíos ambientales.
Si la provincia logra articular infraestructura, controles, diálogo territorial y planificación de largo plazo, podrá transformar su potencial metalífero en una política de desarrollo real, con proveedores locales, empleo calificado y una institucionalidad capaz de sostener proyectos de escala.
El crecimiento acelerado de Vaca Muerta desbordó la capacidad vial del Alto Valle y Neuquén, donde el tránsito pesado y la expansión demográfica superaron la infraestructura disponible.
Más de 100.000 vehículos diarios circulan por tramos críticos de la Ruta Nacional 22, mientras la Ruta 7, principal acceso a Añelo, opera al límite en horarios pico. La provincia ya supera los 700.000 vehículos registrados, impulsados por el empleo energético y la logística asociada a la industria.
Las obras en marcha buscan ordenar el flujo, pero llegaron tarde y generan más congestión en el corto plazo. El Bypass de Añelo avanza para desviar camiones de los accesos urbanos. El Acceso Norte a Neuquén mejora la conectividad metropolitana con financiamiento multilateral.
El rediseño de la ex Ruta 22 continúa entre Neuquén y Cipolletti, con demoras que afectan la circulación diaria. La rotonda de Casimiro Gómez sigue siendo un cuello de botella donde confluyen tránsito urbano e industrial. En paralelo, la Ruta Provincial 65 en Río Negro enfrenta saturación por obras simultáneas que reducen capacidad operativa.
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El colapso responde a causas estructurales: más camiones de arena y equipos de perforación, más transporte de operarios, más población y una red vial que no se amplió al ritmo de la actividad.
Las operadoras advierten que la logística se volvió el principal condicionante operativo y que la seguridad vial es un riesgo creciente. La infraestructura quedó atrás del ciclo productivo y hoy define la eficiencia del sistema.
Desde la óptica de Runrun, el desafío es transformar este cuello de botella en una oportunidad de inversión pública y privada. Un plan vial sostenido, con ampliaciones, circunvalaciones y accesos industriales, permitiría reducir costos logísticos, mejorar la seguridad y abrir espacio para proveedores locales de obra civil, mantenimiento, señalización, ingeniería y servicios viales.
La infraestructura es el eslabón que puede consolidar el crecimiento de Vaca Muerta y darle previsibilidad a la expansión energética de la próxima década.
El Gobierno de Neuquén aprobó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol en las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas a favor de YPF, en una reorganización jurídica que busca ordenar la titularidad de activos estratégicos vinculados al futuro proyecto Argentina GNL.
La transferencia fue formalizada mediante los Decretos 0475, 0476 y 0496, que validan la operación bajo los requisitos de la Ley de Hidrocarburos, donde toda cesión debe contar con autorización expresa de la autoridad concedente.
Las tres áreas presentan características distintas. Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva son concesiones de explotación convencional, con superficies de 303,71 km² y 281 km² respectivamente.
Las Tacanas, en cambio, inició como permiso de exploración con objetivos no convencionales y hoy figura como Lote Bajo Evaluación, con 411 km² de superficie. Con la aprobación provincial, YPF queda como titular y operadora única, lo que simplifica la administración contractual y la planificación de largo plazo.
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La cesión no implica inversiones inmediatas, pero sí un ordenamiento legal clave para la estrategia de exportación de GNL. La consolidación de áreas bajo un único operador mejora la previsibilidad regulatoria, facilita la certificación de reservas y fortalece la posición de YPF como operador ancla para respaldar la futura planta de licuefacción.
Para Neuquén, la operación alinea su mapa de concesiones con un proyecto que apunta a exportar 12 millones de toneladas anuales hacia 2030, con potencial de expansión.
Desde la óptica de Runrun, la decisión provincial refuerza la seguridad jurídica del esquema de GNL y envía una señal clara a inversores y socios tecnológicos. Un marco contractual ordenado permite acelerar procesos de due diligence, reducir riesgos y abrir espacio para proveedores locales en ingeniería, servicios de pozo, mantenimiento y logística.
La consolidación de activos en manos de YPF es un paso necesario para que el proyecto avance con escala, coherencia operativa y capacidad de producción sostenida.
El Noroeste Argentino volvió a tomar gas desde Bolivia a pesar del crecimiento sostenido de la producción en Vaca Muerta. La causa es estructural: la reversión del Gasoducto Norte sigue incompleta y limita el envío de gas neuquino hacia las provincias del norte.
En marzo hubo nueve días con importaciones y en abril el sistema volvió a requerir 1,5 millones de m³ diarios para abastecer a centrales termoeléctricas. Las compras son spot, realizadas por generadoras y comercializadores privados, ya que el contrato bilateral con Bolivia venció en septiembre de 2024 y no fue renovado.
La obra principal de la reversión —el tramo Tío Pujio–La Carlota, de 122,8 kilómetros— fue inaugurada en noviembre de 2024 con financiamiento de la CAF, pero el proyecto quedó frenado por la falta de finalización de cuatro plantas compresoras en Córdoba, Santiago del Estero y Salta.
La contratista Esuco paralizó los trabajos en octubre de 2025 por falta de pago y las instalaciones quedaron en distintos niveles de avance. Sin estas plantas, el sistema no puede invertir completamente el flujo y aportar los 4 millones de m³ diarios adicionales previstos para el NOA.
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La caída de la producción en la Cuenca del Noroeste, que retrocedió 24,5% entre 2024 y 2025, agrava la dependencia regional. El gas boliviano funciona como refuerzo puntual cuando sube la demanda o faltan combustibles líquidos para generación. No hay riesgo de desabastecimiento general, pero sí un cuello de botella logístico que condiciona la operación del sistema.
Desde la óptica de Runrun, la situación confirma que la infraestructura sigue siendo el factor crítico para integrar plenamente a Vaca Muerta con el norte del país. Completar las plantas compresoras permitiría sustituir importaciones, reducir costos para el sistema y generar un flujo estable de demanda para proveedores locales de obra, mantenimiento, instrumentación y servicios energéticos.
La prioridad es ordenar pagos, reactivar obras y asegurar continuidad técnica, un paso indispensable para cerrar la brecha histórica entre el potencial productivo y la capacidad real de transporte.
Mendoza realizó una nueva edición de Networking Minería en Vendimia 2026, un encuentro que reunió a más de 100 empresas del sector minero, energético, logístico, tecnológico y financiero.
La actividad fue organizada por la Cámara de Servicios Mineros de Mendoza (CASEMMZA) y contó con el acompañamiento de Minergy, en un formato orientado a articular actores y fortalecer la cadena de valor provincial. El evento se desarrolló el 11 de abril y convocó a operadoras, exploradoras, proveedores, cámaras empresarias, funcionarios y referentes técnicos.
El presidente de CASEMMZA, Carlos Ferrer, destacó el rol de las cámaras en la articulación del ecosistema y remarcó la necesidad de avanzar hacia una minería “sostenible, con protocolos y buenas prácticas verificables”. También subrayó el compromiso de los proveedores que sostuvieron la actividad en los años de mayor incertidumbre.
Por su parte, el ministro de Producción, Rodolfo Vargas Arizu, afirmó que la minería es “una deuda de 50 años” para Mendoza y comparó el potencial provincial con los USD 30.000 a 40.000 millones que exporta anualmente la industria del cobre en Chile.
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El encuentro funcionó como un espacio de alineación estratégica entre empresas y Estado, con foco en estándares operativos, sostenibilidad, oportunidades de inversión y articulación territorial.
La presencia de firmas de ingeniería, servicios ambientales, logística, perforación, tecnología y financiamiento mostró la amplitud del entramado productivo que busca consolidarse en la provincia.
Desde la óptica de Runrun, el networking confirma que Mendoza está reconstruyendo su ecosistema minero desde la base, priorizando articulación, profesionalización y sostenibilidad.
Si la provincia sostiene esta agenda y consolida reglas claras, podrá activar un círculo virtuoso de inversión, empleo y demanda de servicios locales, donde proveedores mendocinos de ingeniería, mantenimiento, logística y tecnología capturen contratos en una minería que busca despegar con mayor previsibilidad y competitividad.
El Gobierno de Mendoza puso en marcha el primer encuentro del ciclo “+ Capacidad Local”, una agenda de formación diseñada para fortalecer proveedores mineros con foco en sostenibilidad, gestión estratégica e innovación.
La iniciativa es coordinada por el Ministerio de Energía y Ambiente, a través de la Dirección de Minería, y se desarrollará en 10 encuentros quincenales entre abril y agosto de 2026, con la participación de 49 expositores de empresas, universidades, cámaras y consultoras.
El programa recibió 138 propuestas en la convocatoria abierta y se estructura en tres ejes: gestión estratégica y sostenibilidad, innovación y tecnología y financiamiento y nuevos mercados.
El primer encuentro se realizó en la Universidad Nacional de Cuyo y abordó estándares ambientales, bienestar laboral, compliance y criterios ESG aplicados a la cadena de valor minera. Los próximos módulos serán itinerantes, con actividades los viernes de 10 a 15 en distintos puntos de la provincia.
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La estrategia oficial apunta a profesionalizar pymes y prestadores locales antes de la llegada de grandes proyectos metalíferos, elevando capacidades en planificación, digitalización, eficiencia energética y acceso a financiamiento.
El ciclo articula al Estado provincial con organismos como Impulsa Mendoza, fundaciones y áreas de empleo y capacitación, en un esquema de política pública orientada al desarrollo de proveedores.
Desde la óptica de Runrun, “+ Capacidad Local” funciona como un laboratorio de competitividad para la futura minería mendocina: prepara empresas, ordena expectativas y alinea la agenda productiva con estándares de sostenibilidad.
Si la provincia sostiene esta línea de trabajo, podrá construir un ecosistema de proveedores calificados, capaz de capturar contratos en ingeniería, servicios ambientales, tecnología, logística y mantenimiento cuando los proyectos avancen, reduciendo dependencia externa y maximizando el impacto territorial de la inversión minera.
Shell y Qatar Petroleum completaron su retiro de la Cuenca Argentina Norte (CAN) y devolvieron al Estado los bloques CAN 107 y CAN 109, ubicados frente a Mar del Plata. La Secretaría de Energía declaró la extinción de ambos permisos de exploración mediante las resoluciones 73/2026 y 87/2026, luego de que las compañías renunciaran a continuar con el segundo período exploratorio.
Las empresas informaron que no obtuvieron resultados positivos en los estudios realizados y optaron por no avanzar hacia nuevas etapas.
En el caso de CAN 107, Shell y Qatar Petroleum ejecutaron una inversión exploratoria cercana a los USD 90 millones y abonaron el canon correspondiente, que en 2025 superó los $383 millones, según los registros oficiales.
La autoridad energética confirmó que las obligaciones contractuales fueron cumplidas y que la renuncia se produjo sin controversias regulatorias. En CAN 109, el esquema fue similar: se completó el programa de trabajo previsto y luego se formalizó la devolución del área.
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El retiro se suma al antecedente del pozo Argerich x‑1 en el bloque CAN 100, operado por Equinor, que fue clasificado como pozo seco tras la perforación realizada en 2024. Con la salida de Shell, Qatar Petroleum y la falta de resultados en Argerich, la Cuenca Argentina Norte queda sin actividad exploratoria en curso y con un único pozo perforado sin indicios comerciales de hidrocarburos.
El offshore argentino entra así en una fase de pausa, a la espera de nuevas rondas o de un rediseño de la estrategia exploratoria.
Desde la óptica de Runrun, el cierre de esta primera etapa en la CAN no implica el fin del offshore argentino, sino un punto de inflexión para reordenar expectativas, actualizar la información geológica y revisar los incentivos de largo plazo.
Un esquema que combine reglas claras, plazos realistas y coordinación entre Estado, empresas y proveedores puede sostener el interés exploratorio sin sobredimensionar resultados.
A la vez, la experiencia acumulada en estudios sísmicos, logística marítima, servicios ambientales y operación en aguas profundas deja capacidades instaladas donde proveedores argentinos de ingeniería, servicios offshore y monitoreo ambiental pueden seguir posicionándose para futuros ciclos de exploración.
El Gobierno del Neuquén, a través del ministerio de Energía, autorizó la cesión de participaciones en tres activos hidrocarburíferos de la provincia, como parte de un proceso de reorganización de titularidad entre Pluspetrol e YPF.
Mediante los Decretos 475, 476 y 496, se autorizó la cesión del 100 % de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50 % de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente.
Las dos primeras corresponden a concesiones de explotación convencional actualmente en producción, mientras que Las Tacanas se encuentra encuadrada como Lote Bajo Evaluación con objetivos de desarrollo de reservorios no convencionales.
Tras la autorización, y la formalización de las escrituras correspondientes, las áreas involucradas quedarán bajo la titularidad y operación de YPF, consolidando la gestión unificada de estos activos y favoreciendo la optimización de su desarrollo, indicó el gobierno neuquino. Será como parte de la estrategia de desarrollo de gas vinculada al proyecto Argentina GNL.
El proceso se encuadra en el marco regulatorio vigente en materia hidrocarburífera, que establece que la cesión de participaciones en concesiones y permisos debe contar con la autorización de la autoridad concedente, sujeta al cumplimiento de requisitos legales, técnicos y administrativos.
Datos técnicos de las áreas involucradas
Meseta Buena Esperanza: Concesión de explotación convencional con una superficie de 303,71 km². Aguada Villanueva: Concesión de explotación convencional que abarca una superficie de 281 km². Las Tacanas: Área que se inició como Permiso de Exploración con objetivos no convencionales, otorgado por un plazo de cuatro años y con una superficie de 411 km². Posteriormente, fue encuadrada como Lote Bajo Evaluación conforme a la normativa vigente.
El libro “Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina”, escrito por Jorge Augusto Sapag, ex Gobernador de Neuquén, fue presentado en el Museo Fernández Blanco de la Ciudad de Buenos Aires, en un encuentro que contó con la presencia, entre otros, del actual gobernador de la provincia, Rolando Figueroa, y el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni.
El panel de presentación del libro estuvo integrado por Sapag, por Marcos Bulgheroni, quien escribió el prólogo, y por Daniel Gerold, de G&G Energy Consultants.
También asistieron directores y referentes de las principales empresas de hidrocarburos que operan en la Argentina.
Pionero en ingresar y aprobar en Neuquén y en Argentina el sistema de producción de hidrocarburos con técnicas no convencionales, Sapag examina con minuciosidad los factores que hicieron posible el desarrollo de Vaca Muerta, los obstáculos estructurales que debió superar y las decisiones estratégicas que marcaron su consolidación, aportando una mirada tanto técnica como política.
El autor, nacido en 1951 en Zapala, Neuquén, es especializado en Producción, Minería, y Derecho Administrativo. Remarcó que “la riqueza de Vaca Muerta se mostrará con plenitud si se toman las decisiones acertadas en el presente y el futuro. De estos aciertos dependerá que la riqueza derrame en desarrollo económico inclusivo y sustentable sobre Neuquén y toda la República”.
“Vaca Muerta. Tesoro y Faro para la Argentina”, despliega uno de los mejores escenarios sobre el futuro energético, la soberanía nacional, la viabilidad económica y el desarrollo sostenible de la producción de hidrocarburos en nuestro territorio.
Vaca Muerta
“Es habitual comparar a Vaca Muerta con la cuenca de Permian, la formación con mayor actividad en Estados Unidos, considerada la meca de la explotación no convencional. Vaca Muerta y otros yacimientos no convencionales como Molles, convierten a Neuquén en la segunda reserva más grande de gas no convencional después de China y la cuarta reserva más grande de petróleo no convencional a nivel mundial, detrás de Rusia, Estados Unidos y China”, señala el autor.
La publicación remarca que “la provincia de Neuquén, desde 2013 hasta 2025, período comprendido por la gestión de tres gobernadores, ha otorgado 51 concesiones de desarrollo de no convencional, que cubren 11.000 de los 30.000 kilómetros cuadrados de Vaca Muerta y tienen un compromiso de inversión del orden de los 215.000 millones de dólares, la cifra más importante de la historia argentina comprometida en una sola provincia”.
El libro fue editado por Sidera y está disponible en las principales librerías del país pudiendo adquirirse de manera on line a través de www.librum.com.ar
La Cámara Chileno Argentina de Comercio, que nuclea a más de 50 compañías con presencia en sectores estratégicos como energía, minería, construcción y finanzas, entre otros, aseguró este viernes que la aprobación de las modificaciones a la Ley de Glaciares en la Cámara de Diputados facilitará las inversiones en los proyectos de cobre y minerales críticos y el desarrollo de encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera. Para la entidad, este nuevo marco regulatorio para la zona cordillerana resulta una pieza importante para la integración económica binacional.
La entidad observó que «la actualización normativa tiene implicancias para los proyectos mineros de cobre y otros minerales críticos, así como para inversiones en infraestructura y servicios«. Estos sectores son considerados estratégicos para la transición energética y el crecimiento de las econompías de la región.
En el plano institucional, la organización destacó la importancia de potenciar los «esquemas de coordinación público-privada y encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera existentes en la región andina». Se trata de una referencia a la expectativa de que esta reforma legislativa se traduzca en una mayor integración de proveedores y logística transandina.
La Cámara de Diputados sancionó las modificaciones a la Ley de Glaciares para flexibilizar la actividad económica en las zonas periglaciares de la Argentina. Esta reforma eliminó la protección automática sobre geoformas que no cumplen una función hídrica relevante como reserva de agua.
La nueva normativa delegó en las provincias la potestad de autorizar proyectos mineros e industriales mediante informes técnicos actualizados. Este cambio legal buscó destrabar inversiones en la cordillera que permanecieron frenadas por la anterior definición técnica de 2010.
Integración y complementación minera
Respecto a la aplicación de la norma, la cámara de comercio binacional consideró «relevante seguir de cerca la implementación de estos cambios en relación con los instrumentos vigentes de integración y complementación minera entre ambos países», que permitirán lograr una vinculación más profunda a partir de la cartera de activos en distintas etapas de desarrollo.
En términos de sostenibilidad, el sector empresarial manifestó «la importancia de que cualquier desarrollo productivo en áreas de montaña se lleve adelante en cumplimiento de la normativa ambiental aplicable, de los estándares de protección de glaciares y recursos hídricos«.
De la misma manera, resaltó la necesidad de «observar los mecanismos de participación definidos por las autoridades competentes» en cada uno de los procesos de evaluación. La industria viene destacando en el actual debate que la transparencia y el diálogo con las comunidades locales son vistos como pilares para garantizar la licencia social de la minería».
Ante este nuevo escenario legal, la institución confirmó que «continuará brindando espacios de diálogo e intercambio de información a sus empresas socias y a los diferentes actores públicos y privados». El objetivo es facilitar el entendimiento de la evolución del marco regulatorio para reducir los márgenes de incertidumbre.
Finalmente, reafirmó la apuesta por los «encadenamientos productivos que creen valor de ambos lados de la frontera«, lo que se consolida como la prioridad máxima de la agenda binacional, y en la cual la reforma de la Ley de Glaciares marca un hito que podría dinamizar, en particular, la producción de cobre, de alta demanda en el mercado global.
El debate sobre los mercados de carbono avanza en todo el mundo y empieza a influir en decisiones de inversión, acceso a financiamiento y estrategias corporativas de reducción de emisiones. En la Argentina existe la capacidad de construir un sistema de carbono propio, con marcos regulatorios y mecanismos de comercio de créditos, que tome como aprendizaje las decisiones que ya se pusieron en práctica en otras regiones.
Juan Pedro Cano, coordinador de la Mesa Argentina de Carbono, menciona que la situación local sigue siendo incipiente ya que los proyectos nacionales tienen un alcance limitado. “La realidad es que hoy el único mercado al que puede acceder un crédito de carbono argentino es el voluntario”, explica, y agrega “las empresas compran por iniciativa propia, ya sea por objetivos corporativos o para prepararse ante futuras exigencias”.
A diferencia de países como Chile o Colombia, donde se integra con instrumentos fiscales como el impuesto al carbono, en Argentina el esquema actual todavía no genera incentivos claros. Falta claridad jurídica en temas centrales: “Cuando aparecen dudas sobre cuestiones básicas como la propiedad del carbono o el rol del Estado, los inversores miran otros países donde esas reglas ya están definidas”, señala. Paraguay, por ejemplo, aprobó una ley específica que establece las condiciones para el desarrollo de estas iniciativas.
Transformación del capital natural
Con su capacidad forestal, agropecuaria y energética, además de los bosques nativos, la Argentina tiene la posibilidad de transformar su capital natural en activos financieros a través de los proyectos de carbono. “Con el potencial que tiene el país, esto podría ayudar tanto a cumplir los propios compromisos climáticos como a generar ingresos por la venta de créditos de carbono”.
“La Mesa Argentina de Carbono es una iniciativa del sector privado que busca posicionar a la Argentina como un país donde se puedan generar y comercializar estos créditos, con la participación de actores vinculados a su oferta.” Cano destaca que el rol de la Mesa es generar las condiciones necesarias para la generación y comercialización de créditos de carbono de calidad: “El espacio funciona desde hace más de tres años y una de sus primeras acciones fue elaborar un documento de diagnóstico que analiza la situación del mercado de carbono en el país”.
Juan Pedro Cano, coordinador de la Mesa Argentina de Carbono
La Mesa Argentina de Carbono
La Mesa Argentina de Carbono impulsó un proyecto de ley presentado en el Congreso en noviembre de 2024 para establecer definiciones sobre propiedad de los créditos, intervención estatal y condiciones de operación. “El objetivo principal es generar previsibilidad con un marco que permita desarrollar iniciativas y atraer inversiones de largo plazo”, explica, y agrega: “Los desarrollos, sobre todo los forestales o agropecuarios, son proyectos de muy largo plazo. Por eso es clave contar con reglas claras desde el inicio”.
Otro punto central es el acceso a los mercados internacionales. En el marco del artículo 6 del Acuerdo de París, distintos países firmaron acuerdos bilaterales para intercambiar créditos de carbono certificados. La demanda global crece impulsada por empresas que buscan cumplir objetivos climáticos y por países que necesitan reducir sus emisiones: “La Argentina puede consolidarse como proveedor de reducciones de emisiones a nivel global. Hoy está restringido, abrir esa posibilidad sería un paso importante para posicionar al país a nivel global”, sostuvo Cano.
Debate regulatorio
Mientras el debate regulatorio continúa, algunas provincias comienzan a avanzar con iniciativas propias. Neuquén, por ejemplo, ya empezó a solicitar información sobre emisiones a empresas vinculadas a la actividad hidrocarburífera. Un primer paso hacia políticas que incentiven la mitigación y compensación de emisiones.
Para las empresas, especialmente las exportadoras o integradas a cadenas globales de valor, el camino es claro: medir, reducir y, cuando no sea posible avanzar más, compensar con créditos de alta integridad. El mercado de carbono argentino todavía está en construcción. Si el país logra definir reglas claras, puede transformar su capital natural en una nueva fuente de ingresos y posicionarse como proveedor global de reducciones de emisiones.
La industria energética argentina atraviesa una fase de marcada expansión en la infraestructura de los nuevos desarrollos de shale oil y shale gas. El avance de los proyectos no convencionales en la Cuenca Neuquina, particularmente en operaciones de fractura y flowback, somete a las instalaciones a presiones extremas. En este contexto de alta exigencia operativa, las líneas utilizadas en inyección, pruebas hidrostáticas y manejo de fluidos requieren soluciones de disponibilidad inmediata y máxima confiabilidad.
Para dar respuesta a esta demanda, ABAC —compañía con más de cuatro décadas de trayectoria— presentó su nueva línea de conectores HPLOK, diseñados específicamente para soportar presiones de hasta 10.000 psi (690 bar). Esta línea ofrece una alternativa nacional robusta, de concepción técnica similar a otros sistemas del mercado internacional.
El salto operativo: de «Cono y Rosca» a «Cortar y Armar»
El diferencial técnico más disruptivo de los conectores HPLOK frente a los estándares convencionales de alta presión radica en la simplicidad de su instalación. El diseño aprovecha la versatilidad del conocido sistema de compresión a Doble Virola y lo combina con un revolucionario sistema de tuerca invertida, según detallaron.
Esta innovación elimina la necesidad de utilizar el clásico sistema de «cono y rosca», el cual obliga a los operadores a realizar complicados mecanizados en campo o a prever de antemano el uso de niples ya mecanizados en el taller. Por el contrario, el montaje del sistema HPLOK se resume a la ventaja de «cortar y armar»: solo requiere un corte recto del tubo y su posterior desbarbado.
Corte esquemático del sistema HPLOK mostrando la disposición de las virolas y la tuerca invertida
El ensamblaje puede realizarse de forma manual o, para mayor eficiencia, mediante herramientas hidráulicas de preensamblado recomendadas por el fabricante. Esta agilidad resulta un diferencial significativo en instalaciones de superficie, donde la velocidad de intervención técnica define la continuidad del proceso productivo.
Ingeniería de materiales y esquema de retención
El comportamiento de los conectores ante variaciones térmicas, pulsos de presión y vibraciones severas está respaldado por una rigurosa selección de materiales y un diseño interno de alta precisión que maximiza el área de soporte sobre el tubo.
Referencias del sistema constructivo:
Cuerpo del conector: Fabricado en acero inoxidable AISI 316 (material de referencia contra la corrosión), diseñado con un largo de rosca extendido para soportar grandes esfuerzos mecánicos y tracción.
Virola Delantera: Fabricada en acero Súper Dúplex, es la encargada de producir el sello principal (metal-metal) entre el tubo y el cuerpo del conector.
Virola Trasera: También de acero Súper Dúplex, pero sometida a un proceso de endurecimiento iónico. Provee la mordida mecánica y una retención extremadamente fuerte sobre el tubo.
Tuerca Invertida: Su diseño compacto cuenta con un revestimiento de bisulfuro de molibdeno, lo que provee un bajo torque durante el montaje, evitando el engrane de los filetes bajo altas cargas.
“Este conjunto asegura estanqueidad total y mitiga drásticamente los riesgos de fugas. Desde el punto de vista del control de fluidos, la línea optimiza parámetros críticos: sus pasajes internos superiores a 8 mm reducen las pérdidas de carga, favoreciendo la estabilidad en circuitos de inyección. Son compatibles con tubos de acero inoxidable 316 recocido, 316 estirado en frío y acero súper dúplex”, detallaron desde ABAC.
Disponibilidad y proyección en Vaca Muerta
En su etapa inicial, la medida disponible en el mercado es de 1/2” OD, abarcando configuraciones de conectores rectos, codos y tees. Sin embargo, ABAC anticipa el desarrollo de nuevas configuraciones según las necesidades específicas de la industria.
“Con la construcción y ampliación de plantas de tratamiento y proyectos de midstream en Vaca Muerta, la incorporación de los HPLOK aporta capacidad de respuesta local. Disponer de un producto de fabricación nacional reduce la dependencia de las importaciones y asegura tiempos de entrega ágiles junto a un soporte técnico de cercanía”, destacaron desde la empresa.
A medida que la infraestructura energética siga expandiéndose, la tecnología HPLOK se posiciona como una herramienta estratégica para garantizar la seguridad operativa y la eficiencia en la nueva era del desarrollo no convencional.
La planta de elaboración de alimentos está destinada a abastecer a la industria petrolera de la Cuenca Neuquina.
La empresa argentina de servicios integrales y logística, Grupo L, puso en marcha esta semana una planta de elaboración de alimentos y un centro de distribución en Neuquén que apunta a expandir sus servicios en Vaca Muerta.
Se trata de una inversión de una inversión de más de 2.200 millones de pesos que permitieron la ejecución de una planta de 1.200 metros cuadrados. La instalación, que opera bajo su marca GL Support Sitios Remotos, permitirá abastecer a clientes ubicados principalmente en Neuquén, Río Negro y Chubut, consolidando su presencia en el segmento de servicios para sitios remotos.
La planta ubicada en la localidad de Centenario inició sus operaciones el martes 7 de abril con una capacidad de producción de 6.000 viandas diarias, con proyección de alcanzar las 12.000 por día a través de tres turnos de trabajo. Este salto en escala permitirá a la empresa duplicar su capacidad operativa en la zona, en línea con la creciente demanda de servicios vinculados al desarrollo de Vaca Muerta. Además, el nuevo establecimiento cuenta con un laboratorio propio para control de calidad y el desarrollo de nuevos productos, una escuela de gastronomía, lavandería y oficinas administrativas.
Empleo local
El centro permite la ejecución de 60.000 viandas diarias.
La iniciativa también tendrá un impacto directo en el empleo local: se estima la generación de 90 nuevos puestos de trabajo en el mediano plazo. A esto se suma el fortalecimiento de proveedores pymes y productores regionales, que forman parte del esquema de abastecimiento de la empresa.
“La decisión de invertir en Centenario responde a una necesidad estratégica de integrar producción y logística en un mismo punto, lo que reduce tiempos, mejora la eficiencia y nos da mayor control sobre la operación, en una región donde la demanda crece de forma sostenida”, aseguró Sebastián Lusardi, CEO de Grupo L y agregó: “No se trata solo de alimentación, sino de llevar estándares de hospitality a contextos exigentes, donde la experiencia del usuario impacta directamente en el bienestar y la productividad”.
“Asegurar la continuidad operativa en este tipo de entornos implica eliminar puntos críticos en la cadena de suministro. Esta planta nos permite anticiparnos a esa complejidad, reducir riesgos y garantizar la continuidad en operaciones que necesitan una gestión sin interrupciones”, agregó Lusardi durante la inauguración.
La puesta en marcha de la planta en Centenario se enmarca en una estrategia de crecimiento sostenido de la compañía, impulsada por la expansión de la actividad energética y minera en el país. En este contexto, Grupo L proyecta incrementar su capacidad operativa, incorporar tecnología y continuar desarrollando nuevos centros logísticos en zonas estratégicas, combinando escala, eficiencia operativa y compromiso con el desarrollo local.
La provincia Terra Ignis presentará fomalmente el acuerdo con Velitec el 15 de abril con un acto en la ciudad de Río Grande.
Con una inversión inicial de US$6 millones para el primer semestre y un plan de intervención que superará los 100 pozos en dos años, la empresa Velitec desembarca en Tierra del Fuego con el objetivo de revertir el declino de las áreas maduras que operará YPF hasta el 1 de mayo. La empresa provincial Terra Ignis decidió que la pyme cordobesa sea la ganadora de la compulsa para asociarse en el desarrollo de las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego.
El proyecto técnico busca incrementar la producción actual de crudo y gas entre un 20% y un 50% mediante la optimización de costos y el despliegue de equipos propios de torre que operarán en las áreas convencionales. Facundo Aráoz, titular de Velitec, en diálogo con EconoJournal definió la estrategia como un proceso de «poner en valor activos que aún conservan un potencial residual atractivo».
«La propuesta es muy simple: no cometer los errores que se cometían en yacimientos que ya no tenían la capacidad de explotación de otros tiempos. Tenemos capacidades propias como equipos de torre, que es lo que necesitan este tipo de áreas«, afirmó el empresario cordobés sobre la compulsa técnica que los consagró como nuevos operadores.
La transición que se extenderá todo abril, coordinada por la provincial Terra Ignis Energía, evita el cese de actividad que suele afectar a las cuencas convencionales durante los traspasos. Maximiliano D’Alessio, presidente de la firma provincial, destacó que el proceso de selección priorizó la solvencia técnica para garantizar la continuidad operativa.
Maximiliano D’Alessio, de Terra Ignis, y Facundo Aráoz, de Velitec.
«Lanzamos la convocatoria en enero para empresas que desearan asociarse tanto en inversión como en operación. Se evaluaron los antecedentes en operaciones similares y la capacidad financiera para afrontar la actividad«, explica el directivo fueguino.
La producción de las áreas no puede parar
Para garantizar que la producción no sufra mermas durante el traspaso definitivo, la gerenta Institucional de Terra Ignis, Verónica Tito, precisó que la operatoria comienza bajo un contrato de servicios de seis meses que desembocará en una Unión Transitoria de Empresas (UTE). «El yacimiento no se puede parar, la producción tiene que seguir; por eso firmamos un contrato de operación para garantizar actividad y mantenimiento».
Los bloques que hoy promedian 154 metros cúbicos diarios de crudo son el punto de partida del cronograma que Velitec puso en marcha con personal en la isla recopilando datos críticos. Aráoz proyecta un desembarco técnico agresivo y para fines de junio prevé tener el primer equipo de pulling activo y, un mes después, sumar un workover.
«Hay premios abajo que hay que ir a buscar. Tenemos una primera etapa de desembarco, saneamiento contractual, y levantamiento de datos fuertes. Pero la propuesta es poner los equipos, intervenir en una campaña dura de 24 meses y ahí frenarnos para ver los resultados y definir si buscamos otra estrategia», detalló sobre el plan de recuperación.
En esta primera instancia «hay un compromiso de inversión de US$6 millones para afrontar el déficit que tienen las áreas durante los primeros seis meses. Luego, en un proyecto más ambicioso en cuanto a inversión, se podrán superar los 100 pozos de intervención«, con lo que el monto va a ser varias veces superados.
«Básicamente, vamos a acomodar su estructura de costos, mejorar su base de producción y prepararnos para ir a buscar una tercera etapa que es un nuevo inversionista para desarrollar nuevos proyectos en un activo que tiene un potencial muy interesante, pero lo primero es el ordenamiento de las capacidades que hoy tiene», agregó el industrial cordobés.
La empresa cordobesa será la operadora de las tres áreas cedidas por YPF.
La salida de YPF del convencional fueguino obligó a la provincia a buscar un modelo que protegiera las regalías y el empleo. «El gobernador (Gustavo Melella) nos indicó que no hubiera una finalización de etapa, sino que se sesionaran desde YPF los activos a Terra Ignis«, comentó D’Alessio. Esta maniobra permitió que la provincia recupere soberanía sobre sus recursos, al tener a la empresa provincial dentro de la futura UTE.
Compromisos por el empleo local
En materia laboral, el compromiso de la nueva operadora y la provincia apunta a minimizar el impacto social del recambio. D’Alessio aclaró que, si bien la petrolera nacional indemniza a su personal, Terra Ignis absorbe a los cuadros técnicos y administrativos por el lapso de un año. «La idea es tratar de que el impacto sea el menor posible, manteniendo la mayor cantidad de puestos de trabajo», aseguró.
La remediación ambiental también forma parte del acuerdo de salida. El plan más pesado, que incluye el abandono de 107 pozos con complejidad técnica, quedó bajo responsabilidad y costo de YPF a través de un contrato con la firma DLS. «Eso ya está en marcha, ya van por el pozo ocho o diez que están tapando. Esto permitió reabsorber a 44 personas en ese contrato específico», destaca el titular de Terra Ignis.
Aráoz confía en que la estructura de costos «modesta» de una pyme especializada sea la clave para que el negocio sea sustentable, incluso si los precios internacionales oscilan. «Entendemos que la línea de flotación estará en 50 o 60 dólares, ese es el precio con el que siempre trabajamos«, explicó el directivo de Velitec, quien ya cuenta con el antecedente de haber duplicado la producción en áreas de Mendoza tras recibirlas de YPF.
La logística de evacuación en la isla, dependiente de camiones y barcos con destino exclusivo de exportación, es parte de la responsabilidad de la nueva operadora. El foco está puesto en el potencial de gas residual y en la posibilidad de escalar hacia plantas piloto de recuperación terciaria en una fase posterior. El diagnóstico de la firma cordobesa es optimista sobre los recursos que la operadora saliente dejó de priorizar por su enfoque en los proyectos no convencionales de Vaca Muerta.
El plan de inversión inicial es de US$6 millones pero se busca un inversor para incrementar las capacidades de la operación.
El desarrollo de las áreas no podrá estar ajeno a analizar la aplicación de técnicas de recuperación terciaria que ya demstraron su efectividad en otras cuencas maduras. «Hay primaria y secundaria obviamente, y la terciaria, viendo la sitación de Argentina, es a donde deberíamos ir«, admitió el directivo al adelantar se está analizando poder contar a futuro con una planta piloto de terciaria, lo que requerirá otras especialidades.
Desde el sector provincial, Tito subraya que la llegada de Velitec es solo el inicio de una reconfiguración mayor del ecosistema energético local. «El diálogo con las empresas se mantiene para conformar la UTE con un socio principal operador y otros minoritarios», comenta la gerenta. La meta es crear un esquema donde las pymes de servicios locales tengan un rol activo y propuestas mejoradoras para la eficiencia del yacimiento.
El horizonte exploratorio también ofrece nuevas oportunidades. La provincia planea convocar a una licitación para los bloques on shore y off shore del área CA 12, que fueron devueltos oportunamente a la provincia. «En breve la idea es hacer un llamado para esas áreas de exploración», anticipa Tito, marcando que la política energética de la isla busca atraer nuevos capitales más allá de los activos que operaba la petrolera nacional.
La fecha de la adjudicación de las ofertas ganadoras de AlmaSADI para instalar baterías pasó del 19 de junio al 8 de julio.
Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), extendió 19 días el plazo de la licitación AlmaSADI, una compulsa para instalar 700 megawatts (MW) de almacenamiento con baterías para reforzar el abastecimiento en nodos críticos del sistema eléctrico del país. La postergación en el proceso de la licitación fue por un pedido de los generadores interesados en presentar ofertas.
La extensión de los plazos se materializó a través de la Circula N° 1 del período de consultas de la compulsa, un proceso habitual en licitaciones. En rigor, la fecha de la adjudicación de las ofertas ganadoras de AlmaSADI pasó del 19 de junio al 8 de julio.
La convocatoria para almacenamiento con baterías la impulsa la Secretaría de Energía y se instrumenta a través de Cammesa. Está orientada a sumar respaldo al sistema eléctrico del país y mejorar su respuesta ante cortes masivos de electricidad y situaciones de alta exigencia.
El gobierno ya había lanzado una convocatoria similar el año pasado bajo el nombre de AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), en las jurisdicciones de Edenor y Edesur.
Nuevo cronograma de la licitación AlmaSADI establecido por Cammesa.
Nuevo cronograma de AlmaSADI
Cammesa modificó el cronograma de la compulsa extendiendo el período de consultasdel 17 de abril hasta el 6 de mayo. La finalización del plazo de respuestas a los generadores se extendió del 24 de abril al 13 de mayo.
En tanto, la evaluación de los sobres “A” con especificaciones técnicas será el próximo 9 de junio (antes era el 21 de mayo) y la apertura y evaluación de los sobres “B” con las ofertas económicas pasó del 5 al 24 de junio.
Cambios a pedido de los interesados
Fuentes del sector privado interesados en la licitación expresaron a EconoJournal que la extensión del plazo de AlmaSADI fue para que los generadores tengan más tiempo para afinar aspectos técnicos de los proyectos y poder cerrar las ofertas, sobre todo en temas vinculados a los proveedores de las baterías o equipamiento.
Las mismas fuentes señalaron que hay mucho interés para presentar ofertas. “Estamos calculando 10 consultas por distribuidora”, indicaron. Otra fuente calculó que podrían presentarse ofertas por alrededor de 2.500 MW, es decir, más de tres veces lo que pretende adjudicar Cammesa. Si bien la licitación es para instalar 700 MW de capacidad, en los pliegos se aclara que podrían adjudicarse hasta un 10% adicional.
La distribuidora Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) lanzó una convocatoria para proyectos de almacenamiento con baterías de hasta 100 MW de potencia para presentarlos -bajo el paraguas de la provincia- en la licitación AlmaSADI.
Más nodos
Otro cambio que tuvo la licitación es que se sumaron 10 nodos del Noreste Argentino (NEA) como zonas críticas para reforzar el abastecimiento con baterías. Fuentes del sector consultadas por EconoJournal confirmaron que en los próximos días Cammesa sumará a la licitación alrededor de 30 nodos más de otras regiones del país.
En el pliego de bases y condiciones original se establecieron valores máximos para adjudicar almacenamiento de energía por región: en el Noreste Argentino (NEA) es de hasta 250 MW, en el Litoral 220 MW, en Buenos Aires están previstos hasta 150 MW, en el Noroeste (NOA) 120 MW, en las regiones de Centro y Cuyo 100 MW cada una y en La Pampa 50 MW.
Distribuidoras
Otro punto que está siendo analizado en el período de consultas de la licitación es sobre la capacidad de los nodos en estado crítico. Cammesa estimó una determinada cantidad de potencia de las baterías por nodo. Varias distribuidoras están analizando que esas potencias son superiores a la capacidad que tienen las distribuidoras de cargar las baterías en el horario valle, es decir, en las horas donde hay menos demanda. La extensión del plazo de la licitación podría ayudar a que las distribuidoras puedan realizar los análisis técnicos en cada nodo.
Sin embargo, allegados a Cammesa señalaron que la capacidad limitada de estos nodos y la posible carga interrumpible de las baterías no es responsabilidad de los generadores ni de las distribuidoras. Y aclararon que la licitación es para sumar potencia en el SADI y no para resolver problemas capacidad en conexiones locales, ya que las baterías se conectarán a líneas de 132 kV, que –a su vez- están vinculadas a líneas locales con menor tensión.
Precios
La convocatoria para la provisión de bateríasserá por al menos cuatro horas consecutivas y tendrá un valor máximo de adjudicación de 12.500 dólares por megawatts por mes (US$/MW-mes).
El gobierno espera una inversión total estimada en US$ 700 millones. El contrato contemplará el pago de la energía suministrada a un valor de 10 US$/MWh. A partir de 2037, se remunerará a un precio establecido según el mercado spot. Al mismo tiempo, el anexo aclara que el precio de la energía consumida será de 20 US$/MWh.
Como está previsto que las baterías de almacenamiento de energía eléctrica se utilicen cada vez menos en el tiempo, en los 10 años que durará el contrato la compulsa fija un factor anual con una remuneración mayor durante los años 2026, 2027 y 2028, que va descendiendo hasta 2037.
A partir de febrero de 2026 comenzó a regir un nuevo esquema para los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), diseñado para unificar y ordenar los beneficios en las boletas de luz, gas natural y garrafas en todo el país. Este sistema divide a los hogares entre los que reciben ayuda y los que deben abonar el precio completo del servicio. Conocé los detalles.
Para poder acceder a estas bonificaciones, el principal requisito es que los ingresos netos familiares sean inferiores a tres Canastas Básicas Totales. Para abril de 2026, el límite quedó fijado en $4.193.015,49, una cifra que se ajusta mes a mes. También pueden calificar hogares con integrantes que tengan Certificado Único de Discapacidad o sean Veteranos de Guerra, entre otros casos especiales.
Es importante saber que si ya estabas recibiendo un subsidio, no necesitás volver a inscribirte, ya que tus datos se migran automáticamente al nuevo sistema. Sin embargo, quienes nunca se anotaron o aquellos que recibían beneficios de programas anteriores, como el Programa Hogar para garrafas, deberán realizar el trámite para mantener la ayuda, especialmente antes de junio de 2026.
El proceso de inscripción es sencillo y se hace de forma online. Antes de empezar, tené a mano tu DNI, el CUIL de todos los mayores de 18 años, un correo electrónico y los datos de tu factura de luz y gas, como el número de medidor y cliente. Luego, ingresá al sitio oficial, completá la declaración jurada y guardá el código de confirmación de tu solicitud.
Una vez dentro del sistema, los hogares beneficiados obtendrán descuentos directos sobre el valor de la energía. Por ejemplo, en electricidad, se aplica una quita del 50% sobre un consumo base, variando según la época del año. Para el gas por redes, el beneficio se concentra más fuerte entre abril y septiembre. Es clave estar al día con este trámite para asegurar el ahorro en tus boletas.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, afirmó que Irán “está haciendo un trabajo muy pobre”, en referencia a su postura sobre el estrecho de Ormuz, por donde pasa buena parte de la producción de crudo.
A través de un posteo en sus redes sociales, el mandatario calificó como “deshonroso” el procedimiento de las autoridades iraníes “al permitir que el petróleo pase por el estrecho de Ormuz”, a cambio del pago de un peaje.
“Ese no es el trato que tenemos”, exclamó Trump, y añadió que Irán “está haciendo un trabajo muy pobre”.
Irán exige a los buques petroleros pagar un peaje de un dólar por barril para transitar a través del estrecho, de acuerdo con un reporte del Wall Street Journal de hoy. El tráfico marítimo en el estrecho sigue siendo escaso.
Horas antes, Trump se había quejado porque “hay reportes de que Irán cobra tarifas a los buques petroleros que transitan por el estrecho de Ormuz. ¡Más vale que no lo estén haciendo y si lo están haciendo, más vale que se detengan ahora mismo!”, escribió Trump en su red social Truth Social.
En tanto, este miércoles el mandatario estadounidense había dicho en declaraciones a ABC News que estaba considerando crear una “empresa conjunta” con Irán para cobrar peaje a los buques que transitan por esta importante vía marítima por la que transita cerca del 20 por ciento del petróleo global, propuesta a la que se refirió como “algo hermoso”.
También afirmó el miércoles en su red social que Estados Unidos podría hacer “mucho dinero” “ayudando a descongestionar el tráfico en el estrecho de Ormuz”.
En el marco del rumbo que Río Negro sostiene para consolidar una nueva etapa productiva con desarrollo y control ambiental, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático convocó a Audiencia Pública por el proyecto “Gasoducto Dedicado Tratayén – San Antonio Oeste”, una obra estratégica vinculada al crecimiento energético de la provincia.
La instancia se realizará el 22 de mayo de 2026 a las 9 en San Antonio Oeste y forma parte del proceso de evaluación de impacto ambiental, garantizando la participación de la comunidad, instituciones y sectores involucrados antes de cualquier definición. De esta manera, la Provincia refuerza un modelo de desarrollo que combina inversión, generación de empleo y resguardo ambiental.
El proyecto prevé el transporte de gas desde Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías, asegurando el abastecimiento para iniciativas productivas de gran escala, lo que posiciona a Río Negro como un actor clave en el mapa energético nacional. Esto se traduce en más oportunidades laborales, crecimiento de la actividad económica y fortalecimiento de las economías regionales.
La convocatoria a Audiencia Pública no es un hecho aislado, sino parte de una política sostenida de gestión concreta que prioriza el control, la planificación y la participación ciudadana en cada proyecto estratégico. A través de estos mecanismos, el Gobierno Provincial garantiza que cada avance productivo se realice con reglas claras y en beneficio de los rionegrinos.
En este proceso, el gobernador Alberto Weretilneck reafirma su rol como conductor de una provincia que defiende sus recursos, impulsa su desarrollo y toma decisiones con autonomía, priorizando el trabajo, la inversión y el cuidado del ambiente frente a un contexto nacional desafiante.
Las personas interesadas en participar podrán inscribirse hasta 72 horas antes de la audiencia, con exposiciones de hasta cinco minutos, asegurando un espacio plural y abierto donde todas las voces puedan ser escuchadas.
Asimismo, el formulario de inscripción, el Estudio de Impacto Ambiental y el expediente completo se encuentran disponibles para su consulta en la página web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, garantizando el acceso a la información pública y la participación informada de la comunidad.
La Cámara de Apelaciones de Nueva York decidió otorgar una prórroga a las sociedades Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, demandantes en el juicio contra YPF, para que puedan presentar un recurso de apelación. El nuevo plazo se extendió hasta el 5 de mayo, superando la fecha límite original del 10 de abril.
Las empresas solicitaron una extensión de 28 días para preparar una petición de rehearing o rehearing en banc, que implica una revisión del caso por la totalidad de los jueces del tribunal. Argumentaron que el abogado principal, Paul Clement, enfrenta compromisos profesionales y personales que dificultan finalizar la presentación en el tiempo previsto.
El pasado 27 de marzo, la Cámara anuló la sentencia de primera instancia que exigía a Argentina un pago de US$16.100 millones y ratificó la postura defendida por el país y YPF. Tras esta resolución, el fondo Burford Capital, que financió la demanda, experimentó una caída cercana al 50% en la bolsa.
El recurso de rehearing en banc es una herramienta excepcional en la justicia estadounidense, reservada para casos de gran importancia o con contradicciones legales. Dado que el litigio se basa en normas del derecho argentino, las posibilidades de que la Cámara acceda a esta revisión completa son bajas.
En paralelo, Burford Capital mantiene abierta la opción de acudir a la Corte Suprema de Estados Unidos o iniciar un arbitraje internacional, decisión que dependerá de los tiempos procesales y los costos asociados a cada vía.
Esta extensión en el plazo forma parte de la estrategia de los demandantes para intentar revertir el fallo favorable a Argentina. El nuevo límite al 5 de mayo les permitirá definir con mayor claridad su próximo paso judicial.
El caso sigue siendo observado atentamente por el mercado y los acreedores. Un fallo que favorezca a los demandantes podría reavivar las expectativas de cobro, mientras que la confirmación del fallo consolidaría la posición argentina ante la justicia internacional.
YPF alcanzó un nuevo hito operativo con el desarrollo del bloque no convencional La Angostura Sur, uno de los cinco bloques más productivos de Neuquén y operado al 100% por YPF.
En menos de un año y medio, la producción del bloque creció de 2.000 a 47.000 barriles diarios, marcando un salto sin precedentes en la industria local.
Este crecimiento exponencial fue posible a partir de un cambio integral en la forma de operar. YPF implementó un modelo basado en diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real desde su centro Real Time Intelligence Center (RTIC), lo que permitió optimizar el desempeño de cada pozo de manera eficiente.
Gracias a esta transformación, la compañía logró multiplicar por 20 la producción del bloque en un plazo inédito, consolidando a La Angostura Sur como un caso de referencia dentro del desarrollo no convencional en Argentina.
Este hito refleja la capacidad de YPF para liderar proyectos de escala y continuar posicionando a la Argentina como un actor relevante en el escenario energético global.
Energía Estratégica y Future Energy Summit (FES) co-produjeron un informe exclusivo que sintetiza los principales anuncios y oportunidades analizadas durante el encuentro FES Argentina Renewables & Storage 2026, desarrollado el pasado 4 y 5 de marzo en la ciudad de Buenos Aires y que reunió a más de 500 líderes del sector.
El informe confirma que FES Argentina nuevamente se convirtió en un punto de encuentro crucial para la industria energética, y se posiciona como hoja de ruta para inversores y ejecutivos en un contexto de reformas estructurales, nuevas dinámicas para el mercado eléctrico y decisiones de inversión que redefinen el ritmo de crecimiento.
¿Por qué? Argentina está a las puertas de lograr 8 GW de potencia renovable instalada en el MEM (sin contar hidroeléctricas >50 MW) y mantiene una creciente incorporación de almacenamiento stand-alone a partir de las licitaciones AlmaGBA (713 MW adjudicados) y la vigente AlmaSADI (objetivo de 700 MW); a la par que transita hacia más contratos bilaterales privados y precios basados en costos marginales.
En particular, la licitación AlmaSADI aparece como una de las señales más contundentes para el sector y desde el Poder Ejecutivo deslizaron que la convocatoria podría incrementarse un 10% más según precios, localización y volumen de ofertas, como también marcar un punto de inflexión para “dejar que el mercado fluya”.
Incluso, las principales empresas energéticas reconocieron su interés por participar en la licitación por 700 MW BESS que cerrará entre mayo y junio; sumado a que existe un consenso empresarial contundente, consolidando al storage como un componente esencial en el desarrollo de proyectos renovables futuros.
Además, FES Argentina dejó en claro que el Mercado a Término (MAT) continuará como el principal vehículo para canalizar inversiones en generación renovable y storage, dado la señal de precios horaria y la disponibilidad de nodos de interconexión definirán el pipeline de ejecución.
Es decir que las empresas del sector ya ajustan sus estrategias hacia modelos más flexibles, donde la elección tecnológica responde directamente a las necesidades del sistema y de los clientes; aunque queda claro que la hibridación deja de ser una alternativa para convertirse en un estándar.
Compañías como YPF Luz, Pampa Energía, Central Puerto, PCR, TotalEnergies y Coral Energía avanzan en esquemas que combinan generación, almacenamiento y, en algunos casos, infraestructura de transmisión, a fin de optimizar costos, mejorar la gestionabilidad y adaptarse a un mercado cada vez más competitivo.
¿Cómo sigue la gira FES? Argentina representó la segunda parada de la gira 2026 de Future Energy Summit, que continuará con otros 7 encuentros para fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.
Transmisión: el cuello de botella que define el ritmo de las renovables
A este escenario se suma otro factor determinante: la infraestructura de transmisión eléctrica como el principal condicionante para la expansión del sector, el cual fue otro de los puntos centrales de debate durante FES Argentina.
En el encuentro desde la Secretaría de Energía el gobierno reveló cuándo se lanzarían los pliegos de las primeras tres obras claves de transmisión en alta tensión, bajo un esquema de concesión que delega en el sector privado la construcción, operación y mantenimiento de las líneas.
Los proyectos permitirán habilitar más de 1000 MW adicionales y descomprimir nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SAD), mientras las empresas generadoras y desarrolladoras se preparan de manera activa, a la espera de más capacidad de transporte.
En síntesis, el informe elaborado por Energía Estratégica y Future Energy Summit (FES) no sólo compila anuncios, sino que ofrece una visión integral sobre hacia dónde se dirige el mercado.
Entre señales regulatorias, decisiones empresariales y nuevos proyectos en carpeta, el documento se posiciona como una herramienta clave para entender el escenario actual y anticipar los próximos movimientos del sector.
El detalle completo de estas definiciones, junto con datos, proyectos y perspectivas, se encuentra desarrollado en el reporte, que permite profundizar en cada una de las oportunidades identificadas durante FES Argentina 2026.
La Unión Europea refuerza su estrategia energética con la designación de 235 proyectos transfronterizos bajo la nueva lista de Proyectos de Interés Común (PCI) y Proyectos de Interés Mutuo (PMI), priorizando su desarrollo en 11 corredores estratégicos y tres áreas temáticas clave de infraestructura.
En este marco, la cartera se estructura sobre una base tecnológica diversificada, que incluye:
113 proyectos de electricidad, offshore y smart grids
100 proyectos de hidrógeno y electrolizadores
17 proyectos de transporte de CO₂
3 iniciativas de redes inteligentes de gas
2 proyectos de interconexión gasista ya existentes (Malta y Chipre)
Esto refleja que la transición energética europea se apoya simultáneamente en electrificación, nuevas moléculas y digitalización de redes.
El reglamento establece una distinción central entre dos categorías: los PCI, orientados a interconectar redes dentro del bloque, y los PMI, desarrollados junto a terceros países, ampliando el alcance energético europeo más allá de sus fronteras.
Hidrógeno, eólica offshore y almacenamiento
En este esquema, el hidrógeno verde se posiciona como uno de los vectores centrales para la integración energética europea, con 100 proyectos que abarcan producción, transporte, almacenamiento y uso industrial a escala continental.
Entre los desarrollos más relevantes destacan:
El corredor Portugal–España–Francia–Alemania (BarMar)
Valles de hidrógeno entre Francia y Alemania (RHYn y Mosahyc)
Infraestructura troncal en Países Bajos, Bélgica y Alemania
Electrolizadores en España (Huelva, Asturias, Galicia), Francia y Dinamarca
Este despliegue permite descarbonizar sectores difíciles de electrificar y avanzar hacia un mercado energético basado en moléculas limpias, donde el hidrógeno verde actúa como vector de integración entre países.
A esto se suma un componente cada vez más relevante: el almacenamiento energético mediante hidroeléctrica de bombeo, con múltiples proyectos distribuidos en Europa:
España: Aguayo II, CHR IRENE, PSP CONSO II
Alemania: RIEDL, WSK PULS
Italia: Villarosa, Favazzina, Serra del Corvo
Irlanda, Austria y Europa del Este
En paralelo, la eólica offshore se posiciona como uno de los pilares estructurales del sistema, con proyectos de conexión e interconexión distribuidos principalmente en el norte y oeste de Europa.
Entre ellos se destacan:
Francia, con múltiples conexiones offshore (Centre Manche 1 y 2, Fécamp, Golfo de León, Bretaña)
Bélgica–Dinamarca (Triton Link)
Alemania–Países Bajos, mediante interconectores híbridos
Dinamarca–Alemania, con el hub energético Bornholm Energy Island
Estas infraestructuras permiten integrar generación eólica marina a gran escala y conectar mercados eléctricos, especialmente en el Mar del Norte y el Báltico.
En paralelo al desarrollo de nuevas tecnologías, la electrificación del sistema se apoya en la expansión, digitalización y conexión de redes eléctricas entre países, consolidando una infraestructura cada vez más integrada a escala europea.
Entre los proyectos más relevantes destacan:
Portugal–España–Francia (Beariz–Fontefría–Ponte de Lima)
España–Francia (Biscay Gulf)
Francia–Irlanda (Celtic Interconnector)
Italia–Córcega–Cerdeña (SACOI 3)
A su vez, los proyectos de redes inteligentes (smart grids) buscan mejorar la flexibilidad, digitalización y capacidad de integración renovable en países como Bulgaria, Rumania, Hungría, Eslovaquia y República Checa.
La inclusión de estos proyectos en la lista de PCI y PMI habilita acceso a financiamiento europeo a través del Connecting Europe Facility, al tiempo que permite acelerar procesos de permisos mediante una mayor coordinación entre Estados miembros.
Sin embargo, el nuevo marco también eleva los estándares de selección, ya que todos los proyectos fueron evaluados bajo un criterio obligatorio de sostenibilidad, avanzando únicamente aquellos que demostraron contribuciones significativas en este ámbito.
En paralelo, la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) validó la coherencia de los criterios y los análisis costo-beneficio, reforzando la solidez técnica del proceso.
No obstante, la inclusión en la lista no implica aprobación automática, dado que cada iniciativa deberá cumplir con la legislación ambiental vigente y completar sus procesos de autorización a nivel nacional.
De esta manera, la Unión Europea no solo acelera la ejecución de infraestructura crítica, sino que redefine su modelo energético hacia uno más integrado, flexible y resiliente, posicionando a las redes y a las nuevas tecnologías como pilares complementarios de la transición.
Costa Rica pone el foco en la energía eólica como pilar para fortalecer la resiliencia de su sistema eléctrico. La estrategia apunta a reducir la fuerte dependencia de la hidroelectricidad, en un contexto donde la variabilidad climática comienza a impactar la seguridad del suministro.
El director de Energía del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), Randall Zúñiga, planteó que avanzar en nuevas fuentes renovables es clave para sostener el liderazgo del país y propuso sumar energía eólica al país.
“No basta con ser renovables: debemos ser resilientes”, manifestó el funcionario, al referirse a la necesidad de diversificar la matriz.
Actualmente, el sistema eléctrico costarricense cuenta con una capacidad instalada cercana a 3600 MW, de los cuales alrededor del 65% corresponde a generación hidroeléctrica, lo que explica tanto su fortaleza en descarbonización como su exposición a condiciones climáticas variables .
El planteo se da en el marco del informe elaborado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), que analiza cómo mejorar la seguridad y resiliencia energética en Costa Rica a través de la transición y la integración regional . El documento advierte que, pese a los avances en generación limpia, el sistema enfrenta riesgos estructurales que requieren una planificación más robusta.
La expansión de la eólica está directamente vinculada al desarrollo de almacenamiento energético, clave para gestionar su variabilidad. Sin esta infraestructura, el crecimiento de fuentes intermitentes podría comprometer la estabilidad del sistema.
Costa Rica ya proyecta avanzar en esta dirección. El Instituto Costarricense de Electricidad prevé incorporar hasta 300 MW de BESS, lo que permitirá optimizar la gestión de la generación renovable y reducir la dependencia de respaldo térmico .
A su vez, el potencial eólico del país refuerza esta apuesta. Con cerca de 2400 MW de capacidad terrestre estimada y una generación posible de 6700 GWh anuales, la eólica se posiciona como uno de los recursos más relevantes para complementar la hidroelectricidad .
“La diversificación con geotermia, eólica, almacenamiento y nuevas tecnologías ya no es opcional, es estratégica”, afirmó el Director de Energía del MINAE, Zúñiga, al subrayar el rol de estas tecnologías en la planificación futura.
El informe de la CEPAL también destacó que el storage permite equilibrar la oferta y la demanda, mejorar la confiabilidad del sistema y facilitar la integración de energías variables, consolidando un esquema más flexible .
Más allá del sistema eléctrico, el país enfrenta desafíos estructurales vinculados al uso de combustibles fósiles y la integración energética. El transporte continúa siendo el principal consumidor de energía y depende casi en su totalidad de derivados del petróleo, lo que genera vulnerabilidades económicas y geopolíticas.
En paralelo, la integración regional aparece como una herramienta para fortalecer la seguridad del suministro. “La integración regional no es un complemento, es una herramienta de seguridad energética”, sostuvo el Director de Energía del MINAE, Zúñiga, destacando el rol del Mercado Eléctrico Regional.
El análisis de la CEPAL señaló que una mayor conectividad permite optimizar costos, aumentar la confiabilidad del sistema y aprovechar complementariedades entre países, aspectos clave en un contexto de transición energética .
Asimismo, el informe remarcó la necesidad de avanzar en nuevas herramientas de planificación y marcos regulatorios que acompañen la transformación del sector, integrando variables económicas, sociales y energéticas en la toma de decisiones.
Con un alto potencial eólico, avances en sistemas de baterías y una base renovable consolidada, Costa Rica se posiciona para liderar una nueva etapa de la transición energética en la región. El desafío será traducir ese potencial en decisiones concretas que garanticen un sistema más resiliente y seguro a largo plazo.
La energía eólica en Argentina atraviesa una etapa de transición marcada por la madurez tecnológica y cambios regulatorios, según la visión de Fernando Errea, regional sales executive de Goldwind Argentina.
Con más de una década de presencia en el país, activos operativos desde 2020-2021 y más de 700 MW en contratos en Argentina, la compañía observa un escenario donde el sector ingresa en una nueva fase tras la desregulación del mercado a partir de la Res. SE N° 400/25.
“Es un momento de transición en el cual nadie espera que en 4 meses las renovables y la eólica en general puedan competir enseguida y adaptarse a las nuevas señales de competencia con el resto de las tecnologías. Pero sí la madurez que tenemos hoy día, y el desarrollo tanto de los proveedores locales como de la tecnología eólica en general, permite ser competitivos”, sostuvo Errea durante FES Argentina.
Uno de los principales factores que explican la competitividad de la eólica es la evolución tecnológica de los últimos años, que permitió expandir el desarrollo hacia zonas antes consideradas marginales.
“La tecnología ha mejorado muchísimo en los últimos 10 años, haciendo que proyectos en zonas no naturalmente eólicas tengan incluso factores de capacidad muy buenos”, indicó el especialista.
Esta mejora responde a avances en materiales, aumento de potencia y mayor tamaño de rotores, que al fin y al cabo posibilitan tener un factor de capacidad que hacen al proyecto viable, lo que amplía el mapa de oportunidades en el país y reduce la dependencia de los sitios tradicionales de alto recurso.
“Sin embargo, se debe hacer una salvedad. Estamos esperando que la energía eólica tome varios factores negativos que hacen que juegue en contra de su competitividad. Uno de ellos es que los proyectos van a lugares cada vez menos eólicos, menos tradicionales y también se les pide que, dentro de su capex incorpore infraestructura eléctrica cada vez más grande”, apuntó Errea.
A pesar de ello, el directivo fue contundente ante más de 500 líderes presentes en FES Argentina: “Es de esperar que lleve un tiempo de adaptación (respecto a la nueva regulación), pero sin duda la energía eólica es competitiva”.
Infraestructura y perspectivas hacia 2026
El desarrollo de infraestructura eléctrica aparece como uno de los principales condicionantes para el crecimiento del sector, particularmente en lo referido a líneas de transmisión, considerando que el gobierno se ha puesto como “prioridad” el lanzamiento de las licitaciones de transmisión.
Y cabe recordar que las primeras licitaciones se enmarcan dentro de un megaplan de infraestructura que contempla 16 obras prioritarias y más de 5600 kilómetros de líneas de transmisión en 132 y 500 kV, orientadas a aliviar cuellos de botella y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Por lo que de cara al corto y mediano plazo, el ejecutivo planteó expectativas claras: “Ojalá empezar el 2027 sea con la licitación de nuevas líneas de transmisión ya en marcha”, expresó, marcando este punto como un habilitador clave para nuevos proyectos.
Asimismo, Errea señala la necesidad de estabilidad macroeconómica. “Ojalá con una economía que nos permita a todas las empresas internacionales girar divisas sin dificultad”, sostiene, en referencia a uno de los principales obstáculos para la inversión extranjera.
El crecimiento de la demanda también es un factor determinante. “Ojalá que la demanda crezca y esa es otra necesidad que tenemos como para seguir atrayendo los proyectos”, agrega.
En este escenario, el ejecutivo concluye con una visión optimista condicionada al contexto: “Si esas condiciones se dan, seguramente estaremos festejando todos con muchos proyectos en cartera”, proyecta, reafirmando el potencial de la eólica para seguir expandiéndose en Argentina.
Así, la mirada de uno de los principales fabricantes del sector refleja una industria que ya alcanzó competitividad, pero que enfrenta una nueva etapa donde la infraestructura, el financiamiento y las reglas de mercado definirán su ritmo de crecimiento.
Solis, uno de los tres principales fabricantes globales de inversores solares y proveedor líder de soluciones premium de almacenamiento de energía, presentará sus últimas innovaciones en RE+ México 2026, que se llevará a cabo del 14 al 16 de abril en Expo Guadalajara.
En la exposición, Solis destacará soluciones avanzadas de almacenamiento de energía tanto para aplicaciones residenciales como comerciales e industriales (C&I), demostrando cómo las tecnologías de almacenamiento integradas permiten sistemas energéticos más resilientes, flexibles y descentralizados en América Latina.
EverCore ESS: Diseñado para la simplicidad, construido para durar
EverCore representa el enfoque de próxima generación de Solis para el almacenamiento de energía C&I, construido alrededor del inversor híbrido C&I cuatro en uno de 125 kW como su plataforma central de potencia. Centrado en una arquitectura AC/DC separada, EverCore ofrece integración flexible del sistema, mayor seguridad y mantenimiento más sencillo. El sistema gestiona inteligentemente el flujo de energía, asegurando que la energía se entregue eficientemente donde más se necesita.
El portafolio EverCore incluye configuraciones de 100 kWh, 120 kWh y 261 kWh, compatibles con la integración fluida con sistemas solares fotovoltaicos, redes eléctricas y generadores de respaldo.
Las características clave incluyen:
Arquitectura separada de AC y DC que aísla los sistemas de batería y electrónica de potencia, mejorando la seguridad, la flexibilidad de instalación y la capacidad de servicio.
Inversor híbrido integrado cuatro en uno de 125 kW, que combina PV, PCS, STS (conmutación conectado a red/aislado) y EMS en un único sistema de control probado en fábrica, ofreciendo mayor estabilidad y despliegue más rápido.
Diseñado para todos los entornos, con gestión térmica optimizada que incrementa el flujo de aire entre celdas, mejora la estabilidad térmica y la vida útil de la batería, manteniendo una arquitectura simple y confiable refrigerada por aire.
Diseñado para facilitar el mantenimiento y reducir costos operativos, disminuye el consumo energético, simplifica el mantenimiento y reduce costos frente a sistemas refrigerados por líquido.
Protección de seguridad de sistema de triple capa que proporciona protección de 15 niveles, permite detección precisa y protección basada en software, y garantiza aislamiento de hardware multinivel.
Plataforma de software abierta con amplia compatibilidad que permite la integración con sistemas externos de gestión energética, plataformas VPP y optimización dinámica de tarifas.
Almacenamiento de Energía Residencial: Gestión inteligente de energía para el hogar
Junto con sus soluciones C&I, Solis presentará su portafolio de almacenamiento de energía residencial, incluyendo baterías IntelliHome montadas en pared/suelo (5–16 kWh) y baterías apilables FlexHome (5–40 kWh). Estas soluciones ayudan a los propietarios a lograr independencia energética, respaldo confiable y optimización de ahorro a largo plazo.
Las ventajas clave incluyen:
Arquitectura integral de seguridad con celdas de batería premium, sistemas de protección multicapa y un BMS desarrollado internamente que garantizan alta confiabilidad y seguridad operativa.
Diseñado para gran durabilidad con celdas grado A+, configuración de 100 Ah, diseño flexible en serie/paralelo, protección IP66 + C5M y calefacción integrada para un desempeño seguro y duradero.
Ecosistema energético integrado que cuenta con plataforma estándar de 51.2 V, monitoreo unificado con actualizaciones remotas, modos de operación adaptables y compatibilidad con bombas de calor SG-ready y cargadores para vehículos eléctricos.
Diseño optimizado para instaladores que permite la instalación simplificada, puesta en marcha rápida, configuración en paralelo sencilla y fácil escalabilidad.
Capacidades de alto desempeño, tasa de descarga 1C, hasta 160% de potencia PV utilizable, entrada PV de 21 A, conmutación a red <10 ms y capacidad de sobrecarga del 200%.
Inteligencia impulsada por IA (Solis AI) la cual mejora la gestión energética mediante optimización dinámica de tarifas, carga basada en clima, adaptación al comportamiento, peak shaving y control de restricciones de red a través de SolisCloud.
Apoyando la transición energética de México
México continúa siendo uno de los mercados solares más dinámicos de América Latina, impulsado por el crecimiento de la generación distribuida y la creciente adopción del almacenamiento de energía.
Según Grand View Research, se espera que el mercado de sistemas de almacenamiento de energía en baterías en América Latina crezca de aproximadamente USD 889.9 millones en 2024 a más de USD 6.3 mil millones para 2030, lo que representa una tasa de crecimiento anual compuesta cercana al 40%, destacando la rápida expansión de la demanda de soluciones de almacenamiento en la región.
Al presentar soluciones residenciales y C&I en RE+ México, Solis refuerza su compromiso a largo plazo con la región, ayudando a sus clientes a:
Mejorar la confiabilidad y resiliencia energética
Optimizar costos energéticos ante tarifas fluctuantes
Acelerar la adopción de energías renovables
Avanzar en la digitalización de la gestión energética
Solis está expandiendo sus alianzas locales, soporte técnico y participación en el mercado para apoyar la transición energética en América Latina.
Vive la experiencia Solis en RE+ México 2026
Solis invita a socios, instaladores y profesionales de la industria a visitar el stand K30 en Expo Guadalajara del 14 al 16 de abril de 2026 para conocer las últimas soluciones de almacenamiento de energía:
FlexCore y EverCore — demostración en vivo para almacenamiento C&I, de 4:00 a 5:00 PM
Soluciones de Almacenamiento Residencial — integración plug-and-play con inversores híbridos Solis, de 12:00 a 1:00 PM
Interacción directa con expertos de Solis — perspectivas técnicas y de mercado a nivel global y regional
Esta exhibición destaca el portafolio en expansión de almacenamiento de energía de Solis y subraya el compromiso de la empresa de apoyar a sus clientes a lo largo de todo el ciclo de vida del proyecto, desde el diseño e instalación hasta la operación y optimización a largo plazo.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026, que se llevará a cabo el martes 9 de junio en el Centro Cultural de la Ciencia (C3)
En un escenario global atravesado por la reconfiguración de los mercados y la aceleración tecnológica, la industria petroquímica enfrenta el desafío de consolidar su competitividad en un contexto donde la disponibilidad de recursos energéticos, la eficiencia productiva y la integración de cadenas de valor resultan determinantes. En este marco, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026, que se llevará a cabo el martes 9 de junio en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la cual reunirá a los principales referentes del sector para analizar los ejes que definirán el rumbo de la actividad en los próximos años.
La propuesta estará orientada a una mirada concreta sobre cómo capitalizar la oportunidad energética de la Argentina, avanzando en su transformación en industria y en el desarrollo de cadenas de valor. Esta edición tendrá además un carácter especial, ya que se realizará en el marco del 50° aniversario del IPA®, consolidando medio siglo de trabajo institucional orientado a la promoción, el análisis y el crecimiento de la industria petroquímica en la Argentina.
Nueva jornada
La Jornada tendrá la presidencia de la Ing. Dolores Brizuela, presidente de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina, quien impulsará una agenda enfocada en fortalecer la competitividad industrial y en acelerar la transformación de los recursos energéticos en valor agregado para la cadena petroquímica. “El desafío es ir un paso más allá: no solo exportar gas, sino desarrollar una cadena de valor que transforme ese recurso en productos de mayor valor agregado, generando empleo, innovación y desarrollo. La Argentina cuenta con capacidades para consolidar ese camino, apalancada en su talento, creatividad y resiliencia”, señaló la Ing. Brizuela.
La Jornada tendrá la presidencia de Dolores Brizuela, presidente de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina
El encuentro se presenta como un espacio de intercambio y construcción colectiva, donde convergen líderes empresariales, especialistas técnicos, representantes del ámbito científico y actores del sector público, con el objetivo de debatir cómo transformar los desafíos actuales en oportunidades concretas para la petroquímica argentina. En línea con la agenda estratégica del sector, esta edición pondrá el foco en la competitividad industrial y en la necesidad de convertir los recursos energéticos disponibles en desarrollo productivo, inversión y generación de valor agregado en la Argentina. La integración de la cadena de valor, la eficiencia operativa y las condiciones para el crecimiento de la petroquímica serán ejes centrales de la discusión.
El objetivo
“La industria petroquímica tiene por delante una oportunidad concreta de dar un salto cualitativo en su desarrollo. Pero para lograrlo, es fundamental avanzar en una agenda común que integre inversión, innovación y formación de capacidades”, enfatizó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, en línea con los consensos que vienen consolidándose en el sector.
Ejes principales de la jornada de la industria petroquímica
La competitividad de la industria petroquímica en el nuevo escenario global.
La disponibilidad de materias primas y el desarrollo del gas como base para la expansión industrial.
La transformación de los recursos energéticos en cadenas de valor petroquímicas.
La eficiencia operativa y la digitalización como impulsores de la rentabilidad industrial.
Las condiciones necesarias para fomentar inversión, infraestructura y desarrollo de mercado.
El rol del talento y la formación de nuevos perfiles profesionales para sostener el crecimiento del sector.
Asimismo, el encuentro incluirá paneles, entrevistas institucionales y espacios de diálogo con referentes del ámbito empresarial, académico y científico-tecnológico, promoviendo una mirada transversal sobre los desafíos y oportunidades del sector.
La Jornada Petroquímica del IPA® se ha consolidado como uno de los encuentros más relevantes de la industria en Argentina, constituyendo un espacio clave para el análisis estratégico, la generación de vínculos y la construcción de una agenda común para el desarrollo del sector.
La Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) expresó su profunda preocupación por la interrupción, una vez más, de la deliberación de la Consulta Pública (CP) 39/2023 por parte de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), que trata sobre la regulación del almacenamiento de energía en el país.
Los sistemas de almacenamiento de energía, incluidas las baterías, son fundamentales para abordar las crisis que enfrenta el sector eléctrico brasileño: i) inflexibilidad de la generación y la demanda; ii) recortes de más del 20 % de la energía renovable eólica y fotovoltaica, lo que compromete la eficiencia operativa de las centrales hidroeléctricas; iii) riesgo de escasez de energía para satisfacer la demanda máxima nocturna; iv) aumento acelerado de los cargos y las tarifas energéticas.
La Agencia inició su análisis del marco regulatorio para el almacenamiento hace 7 años, en 2019. En agosto del año pasado, se inició la deliberación sobre la regulación. Durante la solicitud de revisión del Director FernandoMosna, se publicó la Ley 15.269/2025, que fue analizada por el área técnica y por la votación de revisión, la cual comenzó a leerse y debatirse el 13/03/2026.
El pasado 7 de abril se reanudó el debate, luego del análisis del departamento legal y la presentación de una votación exhaustiva por parte del Director Mosna. Sin embargo, el debate se vio interrumpido por una nueva solicitud de revisión del director Willamy, mientras que el director general de ANEEL, SandovalFeitosa, sugirió reabrir el período de consulta pública sobre el tema.
En su alegato oral, ABSAE reconoció el esfuerzo y la dedicación del personal técnico de la Agencia y felicitó a los directores Fernando Mosna y Gentil Nogueira por sus votos.
Si bien solicitar una revisión es un derecho del miembro del consejo, es importante destacar que el proceso está consolidado y ha sido seguido paso a paso por todo el consejo, lo que dificulta comprender el motivo de nuevas demoras.
La regulación integral de la materia es fundamental para que las inversiones avancen y superen la fase experimental, especialmente en el uso del almacenamiento en proyectos de generación de energía renovable o de forma autónoma.
“No existe justificación técnica para más demoras. El almacenamiento de energía ha sido estudiado por ANEEL desde 2019, ya se han realizado discusiones al respecto en tres ocasiones y se ha recibido un dictamen de la Fiscalía Federal sobre ANEEL, que disipó las dudas de todos los directores», afirmó FabioLima, director ejecutivo de ABSAE.
«Retomar el proceso a la fase de consulta pública en este momento causaría un daño irreparable al sector eléctrico brasileño. Confiamos en que la Agencia, fiel a su espíritu pionero, avanzará rápidamente en este asunto”, agregó.
Un sistema solar sobre techo instalado en la planta de manufactura de soluciones de envolvente para edificios de ISOCINDU, en Silao, Guanajuato, está ayudando a abastecer las operaciones de la empresa, al tiempo que demuestra cómo una tecnología de fijación ligera puede hacer posible la energía solar en techos con panel metálico aislado (IMP).
Los IMP son ampliamente utilizados en instalaciones de manufactura industrial, pero pueden presentar desafíos para la instalación solar sobre techo debido a su ligera estructura. El proyecto utilizó una solución de fijación solar sin rieles de S-5!, fabricante global de sistemas de fijación diseñados para techos metálicos.
ISOCINDU, fabricante mexicano de IMP utilizados en construcción industrial y comercial, implementó este proyecto solar sobre techo como parte de sus iniciativas continuas de sostenibilidad para mejorar la eficiencia energética y reducir las emisiones de carbono.
Diseñado con ingeniería e instalado por el contratista EPC COREY ENERGY, el sistema está conformado por 863 módulos solares de 585 W cada uno, junto con seis inversores trifásicos SMA de 62 kW, lo que da como resultado una capacidad instalada total de 504.86 kWp en corriente directa (375 kW en corriente alterna). Se espera que el sistema genere aproximadamente 909,000 kWh de electricidad al año, suministrando alrededor del 88% de la demanda eléctrica de la planta.
El proyecto refleja la creciente adopción de energía solar sobre techo entre los fabricantes industriales en México, a medida que las empresas buscan gestionar sus costos de energía y reducir sus emisiones de carbono.
El arreglo solar está fijado sobre el techo IMP trapezoidal de 4 nervaduras de la planta con la solución de fijación solar sin rieles PVKIT® de S-5!, en combinación con el Protea™ Bracket, lo que permite la fijación directa a las nervaduras del panel de techo. Para ayudar a minimizar la carga adicional sobre la estructura del techo, COREY ENERGY seleccionó el sistema de fijación solar sin rieles PVKIT de S-5!, el cual elimina la necesidad de rieles tradicionales y reduce el peso total del sistema de fijación.
Consideraciones estructurales La planta de ISOCINDU fue diseñada originalmente para soportar únicamente la carga requerida del techo; la incorporación de un sistema solar nunca formó parte del diseño inicial. Al evaluar el peso adicional del sistema FV, el equipo de mantenimiento determinó que sería necesario reforzar la estructura del techo para soportar los paneles solares y garantizar una instalación segura.
Como fabricante de techos metálicos, ISOCINDU dio alta prioridad tanto a la funcionalidad como a la estética del sistema instalado. Un ingeniero estructural confirmó que el techo existente no podía soportar el peso de un sistema FV tradicional con rieles. Sin embargo, si se utilizaba un sistema sin rieles, solo sería necesario un refuerzo mínimo. El sistema de S-5! surgió como la solución ideal gracias a su diseño ligero, su desempeño estructural y su apariencia limpia y de bajo perfil.
Enfoque de instalación De acuerdo con el equipo del proyecto, el sistema solar sin rieles PVKIT simplifica la instalación al utilizar menos componentes que los sistemas convencionales con estructura, mientras mantiene una fijación segura al techo metálico.
Para ISOCINDU, el proyecto demuestra cómo la energía solar sobre techo puede integrarse en instalaciones industriales al tiempo que reduce la dependencia de la red eléctrica.
“La planta de ISOCINDU presentó un reto único para la instalación de paneles solares: encontrar un sistema de fijación que no añadiera peso excesivo y que pudiera adaptarse a la altura del perfil del panel ISOCOP,” comentó Frank Armas, Project Manager de ISOCINDU. “Después de probar distintas opciones de fijación, incluidos los rieles tradicionales, fue la flexibilidad y versatilidad del sistema de S-5! lo que marcó la diferencia.”
Acerca de S-5!
Fundada por un reconocido experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y brackets de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier cosa a la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad del techo y sus garantías. Fabricadas en Estados Unidos, las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones sobre techo y hoy están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos, incluidos 10 gigawatts de energía solar sobre techo en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad como nunca antes. Para más información, visite es.s-5.com.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, encabezó el lanzamiento de un programa de incentivo al sector hidrocarburífero: “Más producción y Trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño”.
El programa fija reglas para recuperar la producción de un sector que impacta fuertemente en las regalías provinciales, que incluye, entre otros puntos, la rebaja de regalías, atadas a planes de inversión concretos. “Una iniciativa estratégica orientada a incrementar la producción, promover inversiones y generar empleo en una de las principales actividades económicas de la provincia”, se comunicó.
El acuerdo entre el gobierno provincial, operadoras y sindicatos, establece condiciones diferenciadas según el tipo de producción. Para áreas convencionles maduras regalías del 12 % y la posibilidad de una reducción adicional de hasta 3 puntos según el tipo de proyecto y metas de inversión. La vigencia es entre el 1 de mayo de 2026 y el 30 de abril de 2027. Para nueva producción de hidrocarburos en No Convencionales y Offshore regirá una alícuota del 5 %, con un horizonte de hasta 10 años, conforme a las condiciones de cada concesión. El gobierno provincial procura avanzar en el desarrollo de la formación Palermo Aike.
El gobernador estuvo acompañado por el vicegobernador Fabian Leguizamón; el jefe de Gabinete de Ministros, Pedro Luxen, y el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez.
Vidal recibió a los CEOs y directivos de la totalidad de operadoras petroleras que trabajan en Santa Cruz: Horacio Marín y Lisandro Deleonardis, de YPF; Hugo Eurnekian y Rodrigo Fernández de CGC; Juan Martín Bulgheroni y Horacio García, de Pan American Energy; Ignacio Pedrozo y Cristóbal López, de Clear Petroleum; como así también Jorge Neuss, Juan Neuss y Gustavo Salerno, de Patagonia Resources.
Asistieron además Carlos Gilardone de Quintana Energy; Silvana Chacra de Roch SAU; Pablo Peralta y Eduardo Oliver, por Crown Point; Hugo Rodríguez de Brest; Gustavo Naves y Daniel Varas de Venoil; Miguel Pesce por Petrolera Santa María; Ricardo Andriano por Alpa Ingeniería; Santiago Egurza, de Azruge; y Pedro Martínez Cereijo de Alianza Petrolera.
Vidal dijo que “la única forma de poder salir adelante es por el trabajo y el producto”. “Este gobierno dice claramente que la base de la economía es la producción, el trabajo y el desarrollo”.
Se refirió al desarrollo de Palermo Aike. “Apostamos fuerte a la Formación D-129 y a la exploración de Palermo Aike. Es hora de compartir información y experiencias para multiplicar la producción”, precisó.
Por su parte el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, realizó un balance de la reconfiguración del sector hidrocarburífero en Santa Cruz tras la decisión de YPF de concentrarse en el desarrollo del no convencional, lo que implicó la cesión de áreas históricas a la provincia luego de más de ocho décadas de operación.
En este escenario, atravesado por factores internacionales como el conflicto en Medio Oriente y la volatilidad del precio del barril, Alvarez resaltó la decisión del gobernador Vidal de impulsar una política activa para dinamizar el sector mediante este programa que propone más producción y más Trabajo, orientado a incrementar inversiones, producción y empleo.
Hugo Eurnekian, Chief Executive Officer de CGC, agradeció la convocatoria del Gobernador Vidal para trabajar en conjunto para mejorar las condiciones de la actividad y reconoció el “esfuerzo es muy importante de la provincia para bajar regalías para incrementar la actividad y la producción” lo cual se alinea “los objetivos de toda la comunidad y la industria”.
El empresario reconoció que en el contexto actual que vive la Industria se han vivido desafíos, y que han salido fortalecidos. Indicó que si bien, desde el ámbito internacional se focaliza el interés en Vaca Muerta “también se pregunta por el convencional, por Palermo Aike, lo que abre una ventana de oportunidad muy interesante”. “Hay mucho potencial y muchas cosas para hacer”, apuntó.
YPF consolidó uno de los saltos productivos más rápidos y agresivos de la historia del shale argentino: La Angostura Sur, un bloque 100% propio de la compañía, pasó de producir 2.000 barriles diarios a 47.000 en menos de un año y medio.
El crecimiento por veinte posiciona al área entre las cinco más productivas de Vaca Muerta y la transforma en un caso emblemático del nuevo modelo operativo que impulsa la conducción de Horacio Marín.
El bloque se desarrolló bajo un esquema industrial que combina diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real a través del centro RTIC. La replicación acelerada de pads y facilidades redujo tiempos muertos, mientras que la digitalización permitió ajustar parámetros pozo por pozo con una precisión inédita.
La consistencia operativa —baja variabilidad entre pozos, curvas estables y eficiencia en completación— consolidó a La Angostura Sur como un activo de referencia para la nueva etapa de YPF.
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El impacto trasciende a la compañía. El salto productivo aporta volumen adicional a la cuenca en un momento en que la infraestructura de transporte y exportación se expande con el nuevo oleoducto y las obras de VMOS.
La Angostura Sur se integra así a la ecuación que permitirá sostener el crecimiento exportador del país en los próximos años, con un aporte directo a la estabilidad de la curva de producción y a la competitividad del shale argentino.
Para la cadena de proveedores, el bloque abre una agenda inmediata: servicios de completación y fractura, logística de equipos y químicos, metalmecánica, mantenimiento de facilidades, instrumentación, servicios ambientales y soluciones digitales.
El modelo modular de YPF multiplica la demanda de pymes y consolida un ecosistema industrial que acompaña la aceleración del desarrollo.
Desde la óptica de Runrun, La Angostura Sur es más que un éxito operativo: es la demostración de que el shale argentino puede escalar con velocidad, consistencia y captura de valor local.
YPF muestra que, con ingeniería, digitalización y un modelo industrial claro, Vaca Muerta puede sostener un ritmo de crecimiento que reposiciona a la Argentina en el mapa energético global.
La modificación de la Ley de Glaciares, aprobada con 137 votos a favor, redefine el concepto de ambiente periglacial y otorga mayor precisión técnica al inventario que determina qué zonas deben ser protegidas.
La industria minera venía reclamando esta actualización desde hace más de una década, argumentando que la redacción original generaba incertidumbre jurídica y bloqueaba proyectos metalíferos de escala internacional. Con la nueva normativa, las provincias recuperan protagonismo en la validación técnica y se elimina la interpretación expansiva que impedía avanzar en áreas sin función hídrica efectiva.
El cambio regulatorio reactivó de inmediato el interés inversor. Proyectos como Vicuña, El Pachón y Los Azules en San Juan; MARA en Catamarca; y Taca Taca en Salta —todos pórfidos de cobre de clase mundial— vuelven a estar en agenda.
Son iniciativas que requieren inversiones por USD 30.000 millones, con capacidad para transformar la matriz exportadora argentina en menos de una década. El cobre, mineral crítico para la electrificación global, es el eje de esta nueva ola: autos eléctricos, transmisión, energías renovables y digitalización sostienen una demanda internacional en máximos históricos.
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La Cámara Argentina de Empresarios Mineros estima que el sector ya emplea a más de 100.000 personas entre puestos directos e indirectos, y que la reactivación de estos proyectos podría duplicar ese número.
La construcción de una mina de cobre demanda entre 5.000 y 10.000 trabajadores, además de una cadena de proveedores que incluye metalmecánica, perforación, transporte, servicios ambientales, ingeniería, campamentos, mantenimiento industrial e instrumentación. La minería opera con estándares internacionales —HMS/TSM, ISO— y recircula entre 70% y 90% del agua utilizada, un dato que las provincias destacan para sostener la licencia social.
Desde la óptica de Runrun, la reforma no solo corrige una ley que había quedado desfasada: redefine la competitividad de las provincias cordilleranas y abre una ventana de desarrollo comparable al agro y Vaca Muerta.
La claridad normativa permite planificar inversiones de largo plazo, atraer capital internacional y expandir la participación de proveedores argentinos en una industria que demanda escala, tecnología y continuidad. Con reglas más precisas y un contexto global favorable, la minería vuelve a posicionarse como uno de los motores estratégicos de la economía nacional.
El Gobierno nacional avanza en la privatización del sistema de importación de GNL, un cambio estructural que desplaza a Enarsa del rol de comprador y transfiere al sector privado la responsabilidad de asegurar el abastecimiento invernal.
La definición es estratégica: entre 15 y 25 barcos metaneros ingresan cada año por la terminal de Escobar, y su costo impacta directamente en tarifas, subsidios y en la planificación de la producción de gas en Vaca Muerta.
La licitación enfrenta a dos jugadores globales con presencia local. Naturgy, con fuerte posición en distribución y conocimiento del mercado interno, busca integrar la cadena desde la compra hasta el usuario final. Trafigura, con músculo logístico y comercial, apuesta a su capacidad de optimizar fletes y contratos internacionales, apoyada en su operación en Bahía Blanca.
La apertura de ofertas está prevista para el 13 de abril y la adjudicación para el 21, en un proceso acelerado por la necesidad de garantizar suministro antes del invierno.
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El cambio implica que el privado decidirá cuándo, cuánto y a qué precio comprar GNL, asumiendo riesgo comercial y definiendo la logística de abastecimiento. Para Vaca Muerta, la transición no es menor: aunque la producción crece, Argentina seguirá necesitando importaciones durante los picos invernales.
La coordinación entre oferta local y compras externas será determinante para sostener inversiones, evitar apagados de pozos en verano y estabilizar la curva de producción.
Desde la óptica de Runrun, la disputa por el negocio del GNL es parte de una reconfiguración más amplia del mercado del gas. La salida del Estado como intermediario redefine incentivos, ordena señales de precios y obliga a una planificación más integrada entre productores, transportistas y distribuidoras.
También reorganiza la demanda de servicios locales en terminales, logística, mantenimiento e instrumentación, donde proveedores argentinos pueden capturar contratos en un esquema más competitivo y menos burocrático.
El Gobierno de Santa Cruz presentó el programa “Más Producción y Trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño”, una iniciativa que busca reactivar áreas convencionales, atraer inversiones y sostener empleo en una provincia que atraviesa una transición marcada por la salida de YPF de varios bloques maduros.
El esquema apunta a ordenar la actividad, generar previsibilidad y coordinar políticas entre Estado y empresas, en un contexto donde la producción convencional necesita nuevas estrategias para sostener su aporte económico.
Las operadoras destacaron el clima político y la orientación del programa. Desde YPF, Horacio Marín reafirmó el compromiso con la exploración y el desarrollo, y recordó que Argentina ya es exportador neto de petróleo y gas. También confirmó que la locación del pozo exploratorio en Palermo Aike está lista y que la perforación está prevista para el segundo semestre.
CGC, por su parte, valoró la coordinación público–privada y consideró que la iniciativa llega en un momento clave para consolidar actividad. Patagonia Resources y Neuss Capital subrayaron la importancia de incorporar tecnología y de contar con reglas claras para invertir.
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Roch fue más explícita al señalar que la salida de YPF de áreas convencionales representa una oportunidad para nuevos jugadores. La empresa destacó que Santa Cruz ofrece condiciones favorables y un entorno seguro para volver a invertir, con un rol activo del gobernador Claudio Vidal y del ministro Jaime Álvarez en la articulación con el sector.
El programa provincial se presenta así como un intento de recuperar dinamismo en cuencas maduras que requieren servicios intensivos y decisiones rápidas.
Desde la óptica de Runrun, la iniciativa abre una agenda concreta para proveedores locales en servicios de operación, mantenimiento, instrumentación, logística, seguridad industrial y trabajos de campo. La reactivación de áreas convencionales depende de una cadena de pymes que sostienen la actividad diaria y que pueden encontrar en este programa un marco más estable.
Si la provincia logra mantener previsibilidad y coordinación, Santa Cruz puede reposicionarse en la agenda energética nacional y capitalizar una etapa de mayor inversión en hidrocarburos.
La ampliación del sistema troncal de Oldelval avanza hacia su etapa final y se perfila como la obra que permitirá sostener el crecimiento de Vaca Muerta durante la próxima década.
El ducto, que conecta la cuenca neuquina con Allen y los nodos de salida hacia la costa bonaerense, completó la soldadura y el tendido de sus tramos principales y se encuentra en fase de montaje y calibración de estaciones de bombeo, válvulas y sistemas de control. Los ensayos hidráulicos están programados para junio y julio, con una habilitación operativa prevista para el segundo semestre de 2026.
La ampliación elevará la capacidad del sistema en 160.000 barriles diarios en su primera etapa y alcanzará los 250.000 barriles diarios cuando opere a régimen completo. Es el incremento más significativo en más de cuatro décadas y permitirá reducir los cuellos de botella que hoy limitan la evacuación de crudo desde Neuquén.
La obra incluye tuberías API 5L, recubrimientos anticorrosivos tricapa, estaciones de bombeo de alta eficiencia y un sistema SCADA que monitorea presión, caudal y seguridad en tiempo real.
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El impacto territorial abarca Neuquén, Río Negro y Buenos Aires, con cruces de rutas, ríos y zonas productivas que requieren coordinación ambiental y operativa. En su pico de actividad, la obra empleó a más de 1.000 trabajadores, con participación de empresas de servicios, ingeniería, logística y montaje.
Aunque los paquetes críticos —soldadura, tuberías, válvulas y EPC de estaciones— ya están adjudicados, la etapa de puesta en marcha abre demanda para instrumentación secundaria, ensayos complementarios, mantenimiento predictivo, servicios eléctricos y apoyo logístico.
Desde la óptica de Runrun, el nuevo oleoducto es la pieza que completa la ecuación exportadora: sin capacidad de transporte, Vaca Muerta no puede sostener su curva de crecimiento ni aprovechar precios internacionales. La infraestructura midstream define competitividad, reduce costos y da previsibilidad a productores y provincias.
Con la habilitación prevista para este año y la operación plena proyectada para 2027, Argentina se acerca a un escenario donde la producción incremental podrá fluir sin restricciones y consolidar un perfil exportador estable hacia 2027.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza en simultáneo en Punta Colorada y en la estación cabecera de Allen, consolidándose como la obra estratégica que ampliará la capacidad de almacenamiento y despacho marítimo del crudo argentino.
En la terminal rionegrina se completó el montaje del techo del tanque TK404, una estructura de aluminio de 57 toneladas, ensamblada con 30.000 bulones y diseñada para almacenar 120.000 m³. Cada tanque demanda 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura, lo que refleja la escala industrial del proyecto.
En Allen, YPF supervisó la instalación del domo geodésico del tanque TK AG 007, una maniobra que requirió una grúa de 600 toneladas, 32 puntos de soporte y 75 especialistas.
La ingeniería estuvo a cargo de Tecnagent y el montaje fue ejecutado por AESA bajo norma API 650 – Apéndice G. Los domos reducen evaporación, mejoran la seguridad operativa y bajan costos de mantenimiento, un estándar que se replica en los ocho tanques previstos para las distintas etapas del proyecto.
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VMOS ya superó la fase crítica de ingeniería y se encuentra en pleno montaje de tanques, domos, piping y sistemas auxiliares. La obra apunta a crear más de 1 millón de m³ de capacidad de almacenamiento y una terminal marítima capaz de despachar volúmenes crecientes de crudo hacia mercados internacionales.
Con una inversión superior a 1.200 millones de dólares, el proyecto es clave para sostener el crecimiento exportador de Vaca Muerta entre 2026 y 2030.
Desde la óptica de Runrun, VMOS no solo amplía la infraestructura energética: también abre una agenda de servicios para proveedores argentinos en etapas de operación, mantenimiento, instrumentación secundaria, ensayos, logística y ampliaciones futuras.
Con la ampliación prevista para 2027–2028, la terminal se convertirá en un nodo clave para el despacho marítimo del crudo neuquino, consolidando un ecosistema industrial que trasciende el montaje inicial y proyecta oportunidades sostenidas para la cadena local en la próxima década.
Baker Hughes dio un paso estratégico en el mapa energético argentino tras adjudicarse el suministro de tres turbinas de gas NovaLT16 y tres compresores centrífugos para el nuevo gasoducto que conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías, infraestructura clave para alimentar los dos buques flotantes de GNL de Southern Energy.
El contrato, firmado con San Matías Pipeline S.A., marca la primera instalación de la tecnología NovaLT en Sudamérica, un dato que posiciona al país en la agenda global de turbomaquinaria de alta eficiencia.
El equipamiento se instalará en una estación de compresión cerca de Allen, Río Negro, y estará acompañado por servicios de puesta en marcha, repuestos, herramientas especiales y monitoreo remoto.
La elección de la plataforma NovaLT responde a su rendimiento, menores emisiones y tiempos de entrega competitivos, atributos que se vuelven críticos en un proyecto que busca acelerar la capacidad exportadora de gas argentino.
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Para Baker Hughes, la adjudicación consolida presencia en un mercado donde la infraestructura de gas vuelve a ganar protagonismo. Para Argentina, el movimiento es más profundo: la incorporación de tecnología de compresión de última generación permite sostener el flujo hacia los buques de GNL y avanzar en una cadena de valor que combina midstream, licuefacción flotante y exportación.
Desde la óptica de Runrun, el contrato abre una agenda concreta para proveedores locales en montaje, servicios eléctricos, instrumentación, mantenimiento predictivo y soporte operativo.
La estación de compresión del San Matías Pipeline se convertirá en un nodo crítico del ecosistema GNL, y su desarrollo demanda capacidades técnicas que pueden ser abastecidas por pymes argentinas con experiencia en oil & gas. Si el país sostiene esta línea de inversión, la infraestructura de gas puede transformarse en un vector exportador tan relevante como el crudo.
La Energy Trade Mission 2026 reunirá en Houston a empresas, cámaras, universidades y autoridades argentinas para impulsar inversiones y acuerdos tecnológicos vinculados a Vaca Muerta. El encuentro se realizará del 3 al 6 de mayo, en paralelo a la Offshore Technology Conference (OTC), el evento energético más influyente del mundo.
La misión es organizada por la Argentina–Texas Chamber of Commerce y apunta a posicionar al país en un mercado clave para el desarrollo de proyectos energéticos.
La agenda incluye el Bilateral Energy Summit en el Houston Petroleum Club, donde se analizarán oportunidades de inversión, exportaciones y proyectos de infraestructura. También habrá workshops en la University of Houston sobre digitalización, inteligencia artificial, eficiencia operativa y automatización industrial.
En paralelo, el Global Energy & Geopolitics Forum abordará tendencias internacionales y el rol de América Latina en la seguridad energética.
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Uno de los ejes centrales será el Energy B2B Matchmaking Program, que en la edición anterior generó más de 100 reuniones de negocios entre empresas argentinas y estadounidenses. La misión también contempla visitas técnicas a compañías líderes en upstream, midstream y servicios, además de centros de innovación vinculados a la transición energética.
La inscripción permanece abierta hasta el 15 de abril y ya confirmaron su participación proveedores, ingenierías y desarrolladores tecnológicos del ecosistema argentino.
Desde la óptica de Runrun, la misión consolida una estrategia proinversión que combina tecnología, financiamiento y apertura de mercados. Houston ofrece un espacio para mostrar capacidades locales y proyectar a las empresas argentinas hacia nuevas oportunidades de integración productiva.
Si el país sostiene esta agenda, podrá fortalecer a sus proveedores, ampliar su base tecnológica y acelerar el desarrollo energético de la próxima década.
Una investigación publicada en Nature Communications demostró que los residuos plásticos pueden transformarse en hidrocarburos líquidos de alto valor mediante un proceso catalítico asistido por agua. El método utiliza catalizadores de rutenio y logra una conversión del 96,9%, muy superior a la pirólisis tradicional.
La clave está en el rol del agua, que acelera la depolimerización y reduce la formación de coque, el residuo carbonoso que suele frenar la operación industrial.
El proceso genera fracciones líquidas equivalentes a nafta pesada, kerosene y gasoil liviano, conocidas como “fuel‑range hydrocarbons”. No son combustibles finales, pero sí un insumo compatible con las refinerías existentes.
Para alcanzar calidad comercial, estas fracciones deben pasar por destilación, hidrotratamiento y mezclas controladas, los mismos pasos que se aplican al petróleo crudo. Esto permite cumplir normas ASTM y EN sin necesidad de construir plantas nuevas.
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La tecnología ofrece ventajas operativas relevantes. Permite procesar poliolefinas mixtas —PE y PP— que representan el 60% del residuo plástico del país. Además, extiende la vida útil del catalizador y reduce costos de mantenimiento.
Para Argentina, esto abre una ventana concreta en polos petroquímicos como Bahía Blanca, Campana y San Lorenzo, donde ya existe infraestructura para integrar estos flujos a cadenas de valor industriales.
El estudio incluye un análisis técnico‑económico favorable para su escalado. Los CAPEX y OPEX dependen del suministro de rutenio, pero la mayor durabilidad del catalizador mejora la ecuación en pesos argentinos.
Municipios con alta generación de residuos, como el AMBA, podrían abastecer plantas piloto sin etapas costosas de clasificación. La integración con cooperativas de reciclado también permitiría asegurar trazabilidad y abastecimiento estable.
Desde la óptica de Runrun, esta tecnología combina tres vectores estratégicos: reducción de residuos, producción de energía local y fortalecimiento industrial. Convertir plástico en un insumo refinable permite sustituir importaciones, generar empleo calificado y aliviar la presión sobre rellenos sanitarios.
Con señales regulatorias claras y pilotos bien diseñados, Argentina puede transformar un pasivo ambiental en un activo energético competitivo para la próxima década.
Neuquén adjudicó la construcción del bypass de Añelo, la obra vial más relevante para ordenar el tránsito pesado de Vaca Muerta. El proyecto quedó en manos de la UTE Losi–Rovella Carranza, seleccionada entre nueve oferentes por competitividad económica y capacidad técnica.
El bypass contempla 51 kilómetros de infraestructura nueva y repavimentada. Incluye el nuevo trazado de la Ruta Provincial 8, la repavimentación de la Ruta Provincial 17 y la ejecución del Camino de la Tortuga, un corredor clave para desviar camiones y equipos pesados del casco urbano de Añelo.
La obra tendrá un plazo de ejecución de 18 meses, con inicio en el primer semestre y finalización estimada para octubre de 2027.
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El financiamiento proviene de un fideicomiso conformado por YPF, Vista, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Tecpetrol, Chevron, Shell, Phoenix Global Resources y Total Austral.
Cada empresa aporta entre el 5% y el 13,3% del total, bajo un esquema de donación con cargo que transfiere la obra terminada al Estado provincial. Neuquén deberá implementar un sistema de peaje para garantizar mantenimiento y repago.
El Gobierno provincial destacó que el bypass reducirá la congestión en Añelo, mejorará la seguridad vial y permitirá una logística más eficiente para equipos de gran porte. Además, la obra acompaña el crecimiento sostenido de la producción no convencional y se integra al plan de infraestructura que incluye rutas, accesos, servicios y ampliación de capacidad aeroportuaria.
Desde la óptica de Runrun, el bypass marca un punto de inflexión en la infraestructura estratégica de Vaca Muerta. La combinación de financiamiento privado, ejecución rápida y transferencia al Estado crea un modelo replicable para otras provincias productoras.
Para proveedores, constructoras y empresas de servicios, la obra abre una agenda de oportunidades en ingeniería, movimiento de suelos, pavimento y mantenimiento vial en una cuenca que sigue expandiendo su escala operativa.
Neuquén incorporará un nuevo vuelo internacional directo a Santiago de Chile, operado por LATAM, que comenzará a volar en junio. La ruta fue autorizada por la ANAC y forma parte del plan provincial para ampliar la conectividad aérea vinculada al crecimiento de Vaca Muerta.
El aeropuerto Presidente Perón mantiene categoría internacional y cuenta con infraestructura para recibir aeronaves de fuselaje angosto.
El servicio utilizará Airbus A320 con capacidad para 174 pasajeros. Operará cuatro veces por semana, con vuelos los martes, jueves, viernes y domingos. El tiempo de viaje será inferior a dos horas y permitirá conexiones inmediatas con Estados Unidos, Brasil y Europa a través del hub de Santiago. La tarifa promedio ronda los 200 a 220 dólares por tramo, según disponibilidad.
El Gobierno de Neuquén destacó que la nueva ruta reduce la dependencia de Buenos Aires para viajes corporativos y técnicos vinculados a la industria energética. Además, mejora la logística de proveedores, ingenierías y empresas de servicios que operan en Añelo y en los corredores productivos de la cuenca.
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La provincia registró un crecimiento del 25% en tráfico aéreo durante el último año, impulsado por la actividad hidrocarburífera.
En paralelo, la concesión del aeropuerto vence en octubre de 2026 y la provincia evalúa nuevos operadores para ampliar rutas y capacidad.
También analiza el desarrollo de terminales complementarias en Zapala y Chos Malal para descongestionar la operación y acompañar la expansión productiva.
Desde la óptica de Runrun, la nueva conexión internacional consolida a Neuquén como nodo logístico de Vaca Muerta. La combinación de vuelos directos, mayor frecuencia y nuevas alternativas de concesión abre oportunidades para proveedores, empresas de servicios y operadores turísticos.
Si la provincia sostiene esta agenda, la conectividad aérea puede transformarse en un activo estratégico para el desarrollo energético de la próxima década.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó del acto en el cual el Fideicomiso Bypass de Añelo confirmó la adjudicación de la obra vial a la Unión Transitoria (UT) integrada por las constructoras Luis Losi SA y Rovella Carranza SA, un hito en la colaboración público-privada para el despliegue de infraestructura clave para el sector energético nacional.
Un consorcio de diez operadoras líderes financia el emprendimiento a través del Fideicomiso Bypass de Añelo, como parte de un acuerdo histórico con la provincia del Neuquén. Se trata de las empresas Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total Austral, Vista Energy e YPF.
También estuvieron presentes el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig; el presidente de la CEPH y chairman de Tecpetrol, Carlos Ormachea, en representación del Fideicomiso; el presidente de Rovella Carranza SA, León Zakalik, por el Consorcio Losi-Rovella; además de representantes de las empresas operadoras.
El proyecto comprende el nuevo tendido y la repavimentación de las rutas provinciales N° 8 y N° 17, junto con la construcción del denominado Camino de la Tortuga, un nexo estratégico que vinculará ambas vías. Esta configuración permitirá derivar el tránsito pesado fuera del casco urbano de Añelo, con un impacto directo en la seguridad vial y en la eficiencia logística del suministro hidrocarburífero.
El inicio de obra se producirá en los próximos días, con un cronograma de 18 meses corridos y fecha de finalización prevista para octubre de 2027.
“Estamos avanzando en un esquema de articulación público-privada que nos permite ordenar el tránsito en una de las zonas más dinámicas de la provincia. Con esta circunvalación de Añelo, que se complementa con nuevas obras y más de 70 kilómetros de intervención total, buscamos que el tránsito pesado deje de atravesar la localidad, mejorando la seguridad vial y la calidad de vida de los vecinos”, expresó Figueroa.
El gobernador destacó que “este desarrollo se integra a un plan más amplio que incluye repavimentaciones, nuevas conexiones y rutas alternativas para optimizar la circulación en toda la región”.
La adjudicación a la UT Losi-Rovella Carranza surgió de un proceso de licitación de precios en el que se recibieron nueve ofertas, resultando la propuesta del consorcio la mejor valorada por su competitividad económica y su solidez técnica, destacó el gobierno neuquino.
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) consideró las modificaciones aprobadas a la Ley de Glaciares como “Una señal positiva para el futuro productivo de la Argentina”.
La entidad empresaria destacó en un comunicado que: “la aprobación por parte de la Cámara de Diputados de la Nación de las modificaciones a la Ley 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, una decisión de gran relevancia institucional, productiva y ambiental para la Argentina.
Se trata de un avance para incrementar la previsibilidad normativa, indispensable para el desarrollo de una industria estratégica para el país, capaz de crear empleo de calidad, atraer inversiones de largo plazo y dinamizar las economías regionales, al tiempo que impulsa el fortalecimiento de la cadena federal de proveedores mineros.
La actualización normativa permite establecer criterios más precisos para la identificación y protección efectiva de los glaciares y del ambiente periglacial, clarificando dónde es posible desarrollar actividades productivas bajo estrictos estándares ambientales, técnicos y de control. Esto contribuye a despejar ambigüedades que durante años generaron incertidumbre, manteniendo la protección de los recursos hídricos.
La industria minera argentina ratifica su compromiso absoluto con la preservación del agua y del ambiente, y con el cumplimiento de los más altos estándares internacionales.
La minería responsable requiere reglas claras y control efectivo, y esta modificación avanza en esa dirección.
Valoramos especialmente que esta iniciativa haya logrado un respaldo político amplio y diverso, a partir de una mirada estratégica compartida sobre la necesidad de poner en valor los recursos para impulsar el desarrollo productivo, la generación de empleo y la transición hacia una matriz económica más diversificada.
La modificación reafirma el rol indelegable de las provincias como titulares y protectoras de los recursos naturales, fortaleciendo un federalismo ambiental efectivo, tal como lo establece la Constitución Nacional. Este aspecto resulta central para una gestión territorial adecuada, con conocimiento local, participación de las comunidades y articulación con los gobiernos provinciales.
Confiamos en que esta decisión, adoptada con una mirada de largo plazo, permitirá destrabar inversiones relevantes, avanzar en nuevos proyectos y consolidar una minería moderna, sostenible y alineada con los desafíos del desarrollo argentino.
Desde CAEM reiteramos nuestra disposición a trabajar junto a los gobiernos nacional y provinciales, las comunidades y la sociedad, para que la minería continúe siendo un motor de crecimiento, desarrollo regional y generación de oportunidades para todo el país”, señalaron las empresas del sector.
El Congreso sancionó en la madrugada del jueves la modificación a la ley de Glaciares que regía desde 2010, con una mayoría de 137 votos (principalmente de LLA, UCR, PRO, y peronistas provinciales de Salta, Tucumán y Catamarca), contra 111 de la oposición (principalmente de UP), y 3 abstenciones. El proyecto había sido aprobado por el Senado en sesiones extraordinarias. Con todo, la nueva ley será resistida judicialmente por parte de entidades ambientalistas y sociales diversas.
«El peronismo perdió la agenda de la producción y el trabajo y se dejó cooptar por una agenda más progresista, e incluso de izquierda en algunos temas», afirmó Arias.
Roberto Arias, ex secretario de Políticas Tributarias del Ministerio de Economía de la Nación entre diciembre de 2019 y julio de 2022 y director ejecutivo del Centro de Asuntos Fiscales, cuestionó el martes pasado en la red social X al ex gobernador de Córdoba y actual diputado nacional, Juan Schiaretti, por su decisión de no acompañar la reforma de la ley de Glaciares. “Me hizo mucho ruido que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, se expresen en contra de lo que puede hacer Catamarca en materia minera, una provincia que no tiene Pampa Húmeda y está a 1500 kilómetros del puerto”, aseguró en diálogo con EconoJournal. “Con ese mismo criterio, Catamarca podría impulsar una ley para crear un organismo nacional que decida dónde se puede producir maní, o dónde puede haber ganadería, porque son actividades que también afectan el medio ambiente”, agregó.
El economista, que también se desempeñó como Director de Fiscalización de la Dirección Provincial de Rentas de la Provincia de Buenos Aires entre 2002 y 2008, sostiene que cada provincia debe poder decidir sobre el uso de sus recursos y defiende la reforma de la Ley de Glaciares porque dice que ayudará a precisar qué glaciares y ambientes periglaciares quedan protegidos, otorgándole mayor seguridad jurídica a las empresas mineras que deben invertir. «La ley original fue promovida por un senador nacional NdR: Daniel Filmus) y un diputado de la Ciudad de Buenos Aires (NdR: Miguel Bonasso), y los que más defendieron que no se toque también fueron diputados de la Ciudad de Buenos Aires porque ellos no pagan ningún costo», insistió.
–Usted señaló en un posteo reciente en la red social X que una buena ley es aquella que protege los recursos estratégicos, pero al mismo tiempo les brinda previsibilidad a las empresas para llevar adelante actividades productivas cuidando el medio ambiente y advirtió que la Ley de Glaciares de 2010 no cumplía con esos requisitos. ¿Por qué?
–Porque era impreciso el alcance del área protegida. Si bien el artículo 1 hace referencia a la protección de glaciares y ambientes periglaciares con una función hídrica relevante, esta última parte quedó sin tenerse en cuenta en la reglamentación y sobre todo en la creación del instrumento central de aplicación de esta ley, que es el inventario nacional de glaciares y ambientes periglaciares que hace el IANIGLA (NdR: Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales), ya que en ningún momento evaluó las funciones hídricas de cada glaciar y ambiente periglaciar. Esta es la razón por la cual la ley terminó siendo muy imprecisa y generando inseguridad jurídica. Es bueno remarcar que estamos hablando de una ley que tiene 15 años de vigencia, no es una ley que se aprobó el año pasado y no hubo tiempo para aplicarla. Si en 15 años un instituto nacional, científico, que depende del Conicet y que nadie pone en duda, no tuvo la capacidad de hacer este relevamiento respecto a la función hídrica de cada glaciar y ambiente periglaciar, eso es algo que uno puede imaginar que nunca va a suceder.
–¿El riesgo para la empresa es que comience a desarrollar, por ejemplo, un proyecto de explotación de cobre en la alta cordillera y después algún particular diga que ahí hay un área periglaciar, haga un planteo ante el IANIGLA y este organismo le termine dando la razón?
–El IANIGLA documentó cerca de un 30% la reducción de superficie de glaciares y periglaciares en los últimos 15 años, proceso que está sucediendo en todo el planeta, pero, así como hay una desaparición de los glaciares, podría generarse un nuevo espejo –por algún fenómeno climático o de movimiento de agua o de lluvia local– que pueda ser considerado periglaciar. Además, el IANIGLA solo utilizó imágenes satelitales. No hay ningún trabajo de campo. Entonces, el día de mañana en un espacio que no es periglaciar, con un satélite mejor, alguien puede decir que sí tiene las medidas para ser considerado periglaciar y se lo incluye en el inventario cuando ya hay una actividad minera en ese lugar. También hay que advertir que no solo es un problema de precisión en los términos o de profundidad del estudio sino de cómo es el procedimiento administrativo por el cual una explotación minera alcanza determinado status que le da derechos y garantías. La ley original no tiene una lógica de lo que es un procedimiento administrativo para generar un derecho, que es lo que busca el código minero, la ley de inversiones mineras y toda la regulación de la actividad. Si yo tengo una concesión, la concesión implica un permiso de exploración y de explotación del recurso que tiene un periodo de tiempo y genera un derecho.
–¿Y por qué esta reforma soluciona el problema de la falta de reglas claras?
–Porque aclara que los glaciares y los periglaciares que están protegidos son los que cumplen una función hídrica y establece que es la provincia la que tiene la facultad para determinar si un glaciar o ambiente periglacial tiene o no esa función hídrica relevante. En el caso que determine que no la tenga, lo puede excluir del inventario nacional de glaciares.
–¿Para decidir eso las provincias van a realizar un relevamiento de campo?
–Claro, eso implica un relevamiento de campo. Se colocan boyas, se hace un estudio de la profundidad del hielo, se observa hacia dónde va el agua. Son estudios bastante precisos. Se han hecho algunos de esos estudios en glaciares de la Argentina. Lo ha hecho la provincia de San Juan. El IANIGLA no tiene los recursos ni ha hecho ningún estudio respecto a la función hídrica. Se ha manejado solo con relevamientos satelitales.
–Con esta reforma, la provincia minera que decida pedir la exclusión de un área periglaciar del registro del IANIGLA, ¿debe sí o sí realizar un trabajo de campo para relevar la función hídrica de ese glaciar o lo puede pedir sin hacer ningún estudio?
–Lo tiene que hacer realizando el estudio, pero acá lo relevante es que los costos y beneficios son de la provincia. Si hay un problema ambiental, los primeros afectados no van a ser las personas que viven en la Ciudad de Buenos Aires sino las que viven en la provincia minera. Ellos son los primeros que tienen que tener muy en cuenta qué impacto tiene cada proyecto minero, no solo en los glaciares, sino en el agua, la fauna, el aire y en todo. Obviamente la minería tiene un impacto ambiental como cualquier actividad humana y eso pesa a la hora de tomar la decisión, pero yo estoy convencido que esa decisión tiene que ser de la provincia, ya sea sobre un pozo petrolero, una producción agropecuaria o una industria.
–Las provincias ya venían teniendo casi todas las potestades para avanzar con la Declaración de Impacto Ambiental, excepto en lo que refiere a los glaciares.
–Exactamente, en la legislación argentina la Declaración de Impacto Ambiental es una facultad provincial. En algunos casos es una resolución ministerial y en otros casos las aprobaciones de los documentos de impacto ambiental las hace la legislatura. Hay procedimientos bastante establecidos que en general son buenos. Hay un ranking del Instituto Fraser, que rankea las jurisdicciones mineras de todo el mundo. En el caso de la Argentina rankea a las provincias porque hay situaciones muy diferentes entre cada una de ellas. Se evalúa la capacidad técnica de los organismos que regulan la minería, la claridad de las normas y se construye un índice de atractivo de inversión en minera. San Juan está por arriba de Chile. Catamarca está muy bien colocada. Salta y Jujuy están bastante bien. La Rioja, Chubut y Mendoza son provincias con más problemas a nivel de licencia social y están colocados por debajo, pero no veo que haya un problema ahí.
–Un temor que suele existir, y que se planteó cuando se discutió la ley original, es que las provincias pueden llegar a ser más permeables que el Estado Nacional frente a la capacidad de lobby de las grandes mineras.
–Claro, lo que pasa es que hay lobby de todos lados. También hay un lobby ambientalista. Capaz que el Estado Nacional es más permeable al lobby ambientalista. Lobby hay de todos, pero creo que la decisión se tiene que tomar lo más cerca posible de dónde se van a ver los costos y beneficios de esa decisión. La ley original fue promovida por un senador nacional y un diputado de la Ciudad de Buenos Aires, y los que más defendieron que no se toque también fueron diputados de la Ciudad de Buenos Aires porque ellos no pagan ningún costo. Quedan bien con el espacio ambientalista, pero no pagan costos porque las inversiones no generan beneficios en la Ciudad de Buenos Aires sino en otras provincias.
–El gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, les dijo a Axel Kicillof y a Jorge Macri que ellos se preocupen por el Riachuelo que las provincias cordilleranas se van a preocupar por sus recursos.
–La ganadería tiene un impacto ambiental enorme, así como también lo tiene la agricultura extensiva. Todas las actividades económicas tienen un impacto ambiental. A mí me hizo mucho ruido que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, se expresen en contra de lo que puede hacer Catamarca en materia minera, una provincia que no tiene Pampa Húmeda y está a 1500 kilómetros del puerto. Creo que la bronca de Jalil vino por ese lado. Con ese mismo criterio, Catamarca podría impulsar una ley para crear un organismo nacional que decida dónde se puede producir maní, o dónde puede haber ganadería, porque son actividades que también afectan el medio ambiente.
–Usted señaló también que está sobredimensionado el aporte de los glaciares al abastecimiento del agua dulce.
–No soy experto en el tema. Soy economista, pero escuché las audiencias y leí bastante, y no encontré argumentos que plantearan una afectación real concreta, no hubo exposiciones donde dijeran que el agua que se consume en determinada ciudad viene de tal glaciar o ambiente periglaciar. Lo que hubo fueron críticas genéricas del estilo “el agua no se toca”, “el agua vale más que el oro”, “se va a acabar el agua”, “nos vamos a morir porque no va a haber más agua”, etc. Del otro lado, en cambio, hubo muchos argumentos diciendo que la minería usa muy poca agua. En el caso de San Juan, que es una provincia que ya tiene varios emprendimientos mineros importantes, dejaron en claro que el 1% de toda el agua de la provincia la usa la minería cuando la agricultura usa más del 90%, y el resto es para consumo humano y de otras industrias.
–Otro argumento que se suele mencionar respecto del peligro de que decidan las provincias por sobre el Estado Nacional es que podrían competir entre ellas para ver quién le otorga más concesiones a una minera y terminar flexibilizando ciertos controles.
–En los proyectos mineros, la preeminencia es geológica. Una empresa no va a ir a una provincia en lugar de otra porque la regulación es distinta. Va a ir porque, desde el punto de vista geológico, es conveniente en términos de la cantidad de minerales que hay en ese lugar. Después, si una provincia tiene un esquema un poco más laxo o un poco menos laxo, es algo que hoy ya sucede y a mí no me parece mal. Hay provincias muy exigentes, como Chubut y Mendoza, que tienen prácticamente prohibida la actividad. Hay provincias menos exigentes o que, en lugar de aplicar una prohibición general, estudian caso por caso. No lo veo mal en un escenario donde los beneficios y los costos son para la población local. Una situación de contaminación puede tener consecuencias políticas gravísimas para un intendente o un gobernador, mientras que el presidente de la nación se entera por los diarios. Los gobiernos locales están absolutamente atentos, hay un seguimiento muy fuerte del impacto ambiental de los proyectos. Un hecho de contaminación también es muy grave para las empresas porque les afecta la reputación. Son empresas gigantescas que cotizan en bolsa y les afecta también la viabilidad del propio proyecto donde invierten cientos o miles de millones de dólares. Una provincia puede decidir no tener minería y está perfecto porque es una facultad que le da la constitución. Y si los habitantes de esa provincia realmente quieren minería, pero el gobierno no, cada cuatro años hay elecciones y cuando llegue el momento votarán a un gobernador que quiera la minería y se dará vuelta la cuestión. Sinceramente, creo que hay un mecanismo, que es nuestra democracia, para que la población local defina qué quiere hacer.
–¿Con esta reforma, el IANIGLA se queda sin poder de decisión real o sigue teniendo algún tipo de injerencia relevante?
–Es bastante equilibrada la situación, porque el IANIGLA se mantiene como el organismo rector, va a continuar realizando el inventario y tiene la obligación de actualizarlo periódicamente. La provincia, por su parte, puede retirar un glaciar, pero es una situación de altísima exposición porque al hacer eso va a tener que publicar los motivos por los cuales lo está sacando. Y obviamente lo va a tener que hacer sobre una base científica. A mí me parece que hay un buen equilibrio.
–El peronismo solía ser el partido que reivindicaba la necesidad de apuntalar la actividad productiva y generar empleo y en este caso puntual parece haber perdido esa bandera a manos del presidente Milei.
–El peronismo perdió la agenda de la producción y el trabajo y se dejó cooptar por una agenda más progresista, e incluso de izquierda en algunos temas, lo que lo llevó a perder la representación de sectores muy amplios de la población. Esta agenda ambiental extrema y dogmática puede sumarle en algunos sectores pequeños de los grandes centros urbanos, pero en las provincias quieren que haya trabajo e inversiones, obviamente sin perjudicar el ambiente excesivamente. Hay una pérdida de identidad del peronismo que se dejó captar por ideas del ambientalismo que pertenecen a agendas que no son las de países como Argentina que está en una etapa de desarrollo todavía no tan avanzada como otros países.
La salida al mercado de YPF contó con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria.
YPFcolocó este jueves en su regreso al mercado de capitales doméstico una nueva serie de Obligaciones Negociables (ON) con la que logró recoger US$122 millones, a una de las menores tasas de interés registradas por la compañía en este mercado. Lo tomado estuvo bastante por encima de la base de los US$70 millones con los que había salido inicialmente en el pliego de oferta difundido durante la semana.
La compañía logró colocar las Obligaciones Negociables Clase XLIII denominadas en dólares MEP por US$122 millones a un plazo de 4 años y una tasa de interés del 5,50%, por la cual recibió más de 6.000 ofertas por un monto total de US$203 millones. La última emisión de la compañía había sido en febrero, a un plazo de 34 meses y con una tasa del 6.50%, siendo ambas condiciones superadas por los resultados obtenidos en esta nueva emisión.
Esta operatoria es el primer testeo que tuvo la petrolera en el mercado tras el fallo favorable que logró la Argentina por parte de la Corte de Apelaciones de Nueva York de una sentencia emitida por la jueza Loretta Preska en el caso YPF. El país podría finalmente evitar el pago al fondo Burford Capital de más de US$18.000 millones, incluyendo intereses.
La salida al mercado contó con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria, lo que garantizó una amplia llegada a inversores institucionales y minoristas. los títulos se emitieron bajo la modalidad Hard Dollar, lo que implica que la suscripción local con moneda extranjera depositada en cuentas del país. El plazo de los instrumentos se fijó en cuatro años, con una amortización del 100% del capital al vencimiento.
Los fondos tendrán un destino estratégico dual. Por un lado, YPF busca optimizar su Capex, asegurando el flujo de inversión necesario para sostener el ritmo de operación en sus locaciones no convencionales. Por el otro, la operación permitirá refinanciar deuda existente con una tasa de interés mayor a la obtenida en la nueva Obligación Negociable, extendiendo la vida promedio de la deuda.
Un contexto favorable
El mercado primario de Obligaciones Negociables en Argentina transitó hasta la fecha una actividad intensa. Gustavo Delbon, Gerente de Estructuración y Mercado de Capitales de RICSA Alyc, reseñó a EconoJournal que «se colocaron 57 series por un volumen aproximado de US$4.500 millones, con el sector energético como protagonista absoluto».
Se trata de 13 emisiones que concentraron más de la mitad del total emitido -equivalente a u$s2.418 millones- representando menos de un cuarto de las series. La demanda institucional, tanto local como internacional, fue intensa en varias de esas colocaciones, lo que se tradujo en tasas de corte ajustadas y plazos que en algunos casos a 12 años.
De acuerdo a la reseña de RICSA Alyc, YPF se consolidó como el emisor corporativo de referencia del período. La compañía acumula tres series colocadas en lo que va del año por más de US$ 800 millones, con vencimientos escalonados a 37, 48 y 97 meses, y tasas que van del 5,5% al 8% TNA en dólares.
«Esa arquitectura de plazo de emisiones no es casual: refleja una estrategia deliberada de construcción de curva en moneda dura, con puntos de liquidez distribuidos a lo largo del tiempo que el mercado utiliza como referencia para valuar el resto del crédito corporativo argentino«, explicó Delbón, quien destacó que para la colocación de hoy, Clase XLIII el mercado esperaba una tasa de corte entre el 6% y el 6,5% TNA.
El haber alcanzado una tasa de 5,5% reflejó una muy buena colocación en un mercado que viene comprimiendo tasas y extendiendo duration, lo que ratificó que la operación se encontró condiciones propicias.
Esta nueva incursión profundiza el proceso iniciado en enero de este año, cuando la firma realizó una ampliación de sus ON Clase XXXIV en los mercados internacionales. En aquella oportunidad, la petrolera logró colocar US$550 millones adicionales bajo legislación extranjera, con un rendimiento del 8,10% anual.
La reapertura de ese bono, que vence en 2034, permitió a la empresa consolidar un volumen de circulante superior a los US$1.500 millones, dotando al instrumento de una liquidez de referencia para el crédito corporativo de la Argentina en el exterior.
Las estaciones de servicio fueron el rubro con el desempeño más destacado en el crecimiento interanual de pagos digitales.
La consolidación de los pagos digitales en el país registró un nuevo hito de utilización masiva durante los cuatro días de Semana Santa, traccionado principalmente por la agilidad del sistema interoperable. Entre el jueves 2 y el domingo 5 de abril, el sistema financiero procesó un volumen de operaciones que confirmó el desplazamiento del efectivo como medio preferido de pago en situaciones de consumo cotidiano y turístico, en particular en estaciones de servicio y tiendas de conveniencia.
De acuerdo con el último reporte de COELSA, la compañía tecnológica que actúa como núcleo del sistema financiero, durante estos cuatro días se registraron 66.690.763 transferencias inmediatas. Esta cifra representa un incremento del 26% en comparación con el mismo período de 2025.
En términos de volumen de dinero, el movimiento resultó aún más importante con un monto total operado que alcanzó los $10,4 billones, lo que equivale a un crecimiento interanual del 340%, según se desprende de un informe de COELSA.
A pesar del crecimiento sostenido de las transferencias, la verdadera estrella del fin de semana fue el pago mediante código QR. Este método registró más de 10,4 millones de transacciones, marcando un ascenso del 72% respecto al año anterior. El informe destaca que el monto total operado bajo esta modalidad subió un 131%, mientras que el ticket promedio creció un 34%.
Este comportamiento evidencia que el QR ya no se limita a compras menores, sino que se integró definitivamente en consumos de toda envergadura. Al respecto, el informe señala que estos números hablan de “una mayor confianza y expansión en su uso diario” por parte de los usuarios.
Estaciones de servicio y turismo: los sectores clave
La movilidad propia de la festividad religiosa impactó de lleno en sectores estratégicos. Si bien los supermercados, panaderías y restaurantes mantuvieron una actividad alta, las estaciones de servicio fueron el rubro con el desempeño más destacado al registrar un 85% más de operaciones que en 2025.
Este fenómeno estuvo directamente relacionado con la dinámica del turismo interno. El reporte identifica focos geográficos de alta densidad transaccional en la Ciudad de Buenos Aires, Mar del Plata, Córdoba y Salta.
Los resultados obtenidos entre el 2 y el 5 de abril confirman que la infraestructura digital del país soporta una demanda cada vez más exigente y masiva. Desde la entidad procesadora subrayan que los datos “muestran la creciente adopción de las soluciones en tiempo real” y validan la tendencia de que cada vez más argentinos prefieren medios electrónicos para gestionar su dinero.
Como infraestructura tecnológica que sostiene este avance, la red conecta a todos los actores del sistema para asegurar que la experiencia sea “segura, rápida y disponible en todo momento”, permitiendo que la evolución de los pagos digitales no encuentre techos cercanos en el mercado local.
Inauguramos la subestación Martínez.
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A sanctioned Chinese tanker, Rich Starry, transited the Strait of Hormuz on Tuesday carrying 250,000 barrels of methanol—the first known passage since the U.S. naval blockade began, while Beijing described the blockade as dangerous and irresponsible. 
16 y tres compresores centrífugos para el nuevo gasoducto que conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías, infraestructura clave para alimentar los dos buques flotantes de GNL de Southern Energy. 
