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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
.
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.
A las puertas de un nuevo invierno, la estrategia oficial orientada a retirar al Estado de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y transferir dicha función al sector privado ha comenzado a generar resistencias en ámbitos industriales. La Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina (ACIGRA) formalizó su inquietud ante la Secretaría de Energía, advirtiendo que el esquema propuesto introduce señales que considera “sumamente distorsivas” en términos de precios, disponibilidad y operatoria.
En una nota firmada por su presidente, Gabriel Pablo Vendrell —quien a su vez se desempeña como gerente de Aluar—, la entidad expresó su preocupación por la eventual asignación de GNL importado en un contexto internacional signado por la volatilidad energética, al tiempo que destacó la pérdida de competitividad que atraviesan diversos sectores de la industria nacional. El planteo se inscribe, además, en un escenario de tensiones entre el Gobierno y actores industriales relevantes, como el empresario Javier Madanes Quintanilla, en el marco del conflicto suscitado por el cierre de FATE.
ACIGRA nuclea a grandes consumidores industriales de gas natural y concentra aproximadamente la mitad del consumo fabril del país. Entre sus miembros se encuentran compañías de peso como Aluar, Aceitera General Deheza, Aceros Zapla, Arcor, Cargill, Peugeot y Profertil, lo que otorga especial relevancia a su posicionamiento.
En la comunicación dirigida a la secretaria de Energía, María Tettamanti, la entidad sostuvo que persiste una falta de comprensión acabada por parte de la demanda respecto de los recientes cambios normativos. En particular, advirtió que la estimación individual de requerimientos de gas por parte de cada industria resulta inviable, dado que depende de variables difícilmente previsibles, tales como las condiciones climáticas, el estado del sistema de transporte y eventuales restricciones locales.
La nota responde a un requerimiento oficial que instaba a las grandes industrias a informar sus necesidades de gas natural para los próximos dos meses. Frente a ello, los industriales manifestaron que no disponen de información suficiente para proyectar volúmenes sin incurrir en riesgos de sobrecontratación.
Asimismo, ACIGRA alertó sobre la posible irrupción de nuevos intermediarios en el mercado, lo que —a su juicio— podría derivar en posiciones dominantes, prácticas abusivas y la captura de rentas extraordinarias que encarezcan el suministro de manera desproporcionada. A ello se suma la advertencia de que numerosas empresas no cuentan con estructuras operativas preparadas para afrontar la complejidad del nuevo esquema de contratación.
En este contexto, la entidad propuso la adopción de un “camino intermedio” para el invierno de 2026. La alternativa sugiere que la Secretaría de Energía conserve la responsabilidad de estimar la demanda, contratar los volúmenes necesarios y organizar su distribución, garantizando a la vez un precio único de GNL y regasificación que sea íntegramente cubierto por los usuarios.
Mientras el sector industrial reclama certidumbre, la empresa estatal Enarsa —cuya participación como intermediaria el Gobierno procura reducir en pos de una mayor eficiencia— avanzó con el proceso licitatorio destinado a seleccionar un “cargador” privado. En la reciente apertura de sobres técnicos se registraron dos ofertas, aunque la conducción de la compañía, a cargo de Tristán Socas, decidió mantener en reserva la identidad de los postulantes.
No obstante, trascendió que las firmas interesadas serían la comercializadora global Trafigura y la empresa Naturgy. Ante los retrasos respecto de los plazos inicialmente previstos, el Gobierno resolvió acortar el cronograma de adjudicación para la semana próxima, considerando que el arribo del primer buque está previsto hacia fines de abril.
Pese a ello, la propia secretaria Tettamanti admitió que, en caso de no concretarse la privatización del esquema de importaciones durante el presente año, su implementación podría diferirse hasta 2027. En paralelo, Enarsa ya dispone de un procedimiento de contratación de emergencia para la adquisición de los dos primeros cargamentos bajo el esquema tradicional, en caso de que el proceso privado no alcance a cubrir los tiempos que impone la llegada de las bajas temperaturas.
El rediseño del modelo se produce, además, en un momento particularmente sensible para el mercado energético global. Los recientes ataques de Estados Unidos e Israel contra Irán impulsaron el precio del GNL hasta los 20 dólares por millón de BTU, prácticamente el doble de los valores promedio abonados el año anterior.
Este encarecimiento plantea un interrogante central en torno a la asignación de costos. Mientras que el gas destinado a la generación eléctrica se canaliza a través de CAMMESA, los precios que pagan hogares y comercios aún no reflejan plenamente estas variaciones, lo que abre la posibilidad de futuros ajustes tarifarios o, alternativamente, de un incremento en los niveles de morosidad.
En un escenario donde la infraestructura de transporte local continúa siendo limitada —y en el que la ampliación del gasoducto Perito Moreno recién se proyecta para 2027—, la dependencia del GNL importado se consolida como un cuello de botella estructural que mantiene bajo presión tanto a la política energética oficial como al entramado productivo nacional.
El municipio de Junín anunció el avance en la construcción de un parque solar que se posicionará como uno de los más grandes de la provincia de Buenos Aires. La iniciativa, difundida a través de las redes sociales oficiales del gobierno local el miércoles por la tarde, representa un paso significativo en la apuesta por energías renovables y desarrollo sostenible.
Este proyecto, que combina inversión privada con generación de energía limpia, implica una inversión aproximada de 20 millones de dólares y contará con una potencia instalada de 20 megavatios (MW). Se estima que esta capacidad energética podrá abastecer a más de 10 mil hogares, contribuyendo a una matriz energética más sustentable en la región.
El parque solar se desarrollará sobre una superficie de 50 hectáreas e incluirá la instalación de más de 42 mil paneles solares. Esta envergadura consolida a Junín como un punto estratégico para las energías renovables dentro del interior de la provincia bonaerense.
Entre los beneficios ambientales destacados, el proyecto permitirá una reducción anual estimada de 17.500 toneladas de dióxido de carbono (CO₂), aportando a la mitigación del cambio climático.
Además, la obra generará entre 80 y 120 empleos directos, fortaleciendo la economía local y promoviendo la capacitación en tecnologías limpias.
La ejecución del desarrollo está a cargo de la empresa Genneia, reconocida por su experiencia en proyectos de energías renovables en Argentina.
La Cámara de Diputados sancionó la reforma de la Ley de Glaciares con 137 votos a favor.
Tras una sesión maratónica que concluyó en las primeras horas de este jueves, la Cámara de Diputados de la Nación sancionó la reforma de la Ley de Glaciares. La votación reafirmó una polarización absoluta en la esfera pública: mientras el Gobierno nacional y las principales cámaras mineras celebran el fin de lo que consideran un «bloqueo ideológico» a las inversiones, el arco ambientalista activó un dispositivo de rechazo que promete trasladar la disputa a los tribunales.
La ley de reforma del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial cerró un debate que se extendió por casi 12 horas en Diputados, donde el oficialismo logró la sanción definitiva con 137 votos afirmativos, 111 negativos y 3 abstenciones. El apoyo de los gobernadores de las provincias cordilleranas como San Juan, Catamarca y Salta resultó decisivo para alcanzar la mayoría.
Organizaciones como Greenpeace, FARN y la Asociación Argentina de Abogados Ambientalistas lanzaron tras la votación una convocatoria para una demanda colectiva. El objetivo es frenar la aplicación de la norma en los tribunales, argumentando que el proceso legislativo ignoró la participación ciudadana y vulnera el principio de no regresión ambiental.
Aunque la sesión terminó en la madrugada, se mantuvieron focos de protesta y vigilias en las inmediaciones del Congreso y en ciudades como Mendoza. La tensión escaló durante las últimas horas del debate debido al fuerte operativo de seguridad y las detenciones de activistas registradas previamente.
El Gobierno celebró la aprobación
La Oficina del Presidente calificó la sanción como un hito para el desarrollo soberano, afirmando que «esta reforma histórica aclara con precisión científica que se debe continuar protegiendo los glaciares (…) permitiendo, en función de evaluaciones técnico-científicas provinciales, la explotación de los minerales en los terrenos que estaban mal catalogados». Según el comunicado, «la redacción anterior era confusa y generaba interpretaciones absurdas que prohibían actividades mineras en general, incluso donde no había nada que proteger», lo que colisionaba con el derecho de las provincias al dominio de sus recursos.
Desde el Ejecutivo se envió un mensaje tajante contra el activismo ambiental, asegurando que «los intentos de interferencia de organizaciones extranjeras fracasaron y los ecologistas empecinados en impedir el progreso de la República Argentina volvieron a perder». El texto oficial concluye que, «con esta medida, el país recupera un verdadero federalismo ambiental y una política inteligente y soberana para la explotación de sus recursos«, dejando atrás lo que consideran distorsiones ideológicas que impedían el crecimiento económico.
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) recibió la noticia como un paso fundamental hacia la reactivación industrial, señalando que la actualización normativa «permite establecer criterios más precisos para la identificación y protección efectiva de los glaciares y del ambiente periglacial, y clarificando dónde es posible desarrollar actividades productivas bajo estrictos estándares». Para la entidad nacional, esta decisión es de gran relevancia para la Argentina ya que logra «despejar ambigüedades que durante años generaron incertidumbre, manteniendo la protección de los recursos hídricos».
Asimismo, la cámara empresarial hizo hincapié en el impacto económico de la reforma, definiéndola como un avance indispensable para «incrementar la previsibilidad normativa, indispensable para el desarrollo de una industria estratégica para el país, capaz de crear empleo de calidad y atraer inversiones de largo plazo». Según expresaron, la medida no solo beneficia a las operadoras, sino que «impulsa el fortalecimiento de la cadena federal de proveedores mineros» en el marco de una transición hacia una matriz económica más diversificada.
La Cámara Minera de San Juan (CMSJ) enfatizó «era necesario este cambio para la seguridad jurídica regional y haber avanzado en la remoción de ambigüedades que generaban incertidumbre en su aplicación». La CMSJ resaltó el trabajo conjunto entre jurisdicciones, afirmando que «la actualización de la ley es resultado de este proceso de articulación entre los gobiernos, fue un ejemplo de federalismo concertado que contó, además, con el aporte de diversos actores».
La entidad provincial insistió en que la minería responsable requiere reglas claras y que esta modificación garantiza las condiciones adecuadas para la inversión. En ese sentido, reafirmaron que «la minería constituye una actividad productiva capaz de convivir armónicamente con otras actividades económicas, aportando inversión, empleo y desarrollo para las comunidades», siempre bajo la premisa de que la protección ambiental se realice bajo «criterios técnicos y la generación de oportunidades de crecimiento para San Juan y el país».
La oposición endureció el debate
El arco opositor, encabezado por referentes de Unión por la Patria, cuestionó el costo institucionl de la medida. El santafesino Germán Martínez, presidente del bloque UxP expresó: «Vinimos a manifestarnos a favor de la progresividad en la normativa ambiental y de un enfoque ecosistémico. No cedamos ante falsas antinomias. Ningún espacio político hizo más que el peronismo para que el desarrollo productivo vaya de la mano de la protección ambiental».
La diputada cordobesa Natalia de la Sota del Bloque Federal, reafirmó en declaraciones periodísticas su posición contra el argumento del «federalismo minero» y en ese sentido expresó: «Lo que vamos a vivir con esta ley es que se van a generar conflictos y habrá un daño ambiental en las provincias. Los que plantean el federalismo abandonaron a los docentes, la obra pública y eliminaron los subsidios al transporte. No puede haber intereses sectoriales por delante».
Para la diputada bonaerense Julia Strada (UxP) «fueron 137 diputados a favor de la desprotección de nuestros glaciares, con consecuencias irreversibles sobre nuestro territorio nacional, suelo y cuencas hídricas. El complemento del RIGI es doble: ley de glaciares ya aprobada y ley de tierras que ingresa por el Senado. El modelo económico de este gobierno necesita flexibilización ambiental y legisladores al servicio de esta entrega».
Pero sin dudas, el cuestionamiento más crítico estuvo a cargo de diputado Juan Grabois. Al referirse al impacto sobre las reservas hídricas, el dirigente social aseveró que «es una ley envenenada, porque mienten cuando dicen que la minería en glaciares no envenena, van a envenenar el agua. Esta ley es equivalente a poner a Yiya Murano en el tanque de agua de tu casa. Le van a poner cianuro a los pibes y a las pibas».
Al reafirmar su abierta oposición al nuevo texto de la ley, Greenpeace y otras ONGs denunciaron que la reforma se dio tras un proceso «viciado y a espaldas a la sociedad, que ha ignorado a miles de personas que exigieron proteger el agua». Las organizaciones advirtieron que «esta decisión legislativa pone en riesgo el acceso al agua y por lo tanto la vida de millones de argentinos y argentinas y los ecosistemas que dependen de los glaciares y el ambiente periglacial», calificando la jornada como un retroceso inaceptable.
Ante la sanción, las entidades lanzaron una contraofensiva legal inmediata, convocando a la ciudadanía a «sumarse a una demanda colectiva para frenar este retroceso». Según señalaron sus referentes, la batalla ahora se traslada al ámbito judicial: «Hoy la respuesta está en manos de todas las personas: la ciudadanía será la protagonista de la lucha por recuperar la ley. Si no quisieron escuchar en el Congreso, van a escuchar en la Justicia», sentenciaron en su comunicado conjunto.
El Gobierno de Santa Cruz y las empresas petroleras que operan en la provincia firmaron el acuerdo “Más producción y trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño”, definiendo un nuevo esquema de relación entre el Estado y la industria. A diferencia de regímenes automáticos, establece un marco técnico y administrativo para la evaluación y aprobación de proyectos, con reglas orientadas a recuperar producción, atraer inversiones y sostener el trabajo.
La rúbrica estuvo encabezada por el gobernador Claudio Vidal y el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, junto a representantes de las principales operadoras con actividad en la provincia. El eje central es generar condiciones para que las empresas inviertan más y produzcan más, a partir de un esquema que vincula beneficios concretos —como la adecuación de regalías— con compromisos verificables de inversión y actividad incremental, es decir, adicionales a los ya asumidos previamente.
Uno de los puntos centrales del programa es la implementación de un régimen promocional que ajusta las regalías en función del nivel de inversión y actividad comprometida y efectivamente ejecutado por las operadoras.
Las empresas solo podrán acceder a condiciones más favorables si presentan y ejecutan planes que impliquen nuevas perforaciones, reactivación de equipos, intervenciones sobre pozos existentes y mejoras en la producción.
Además, cada iniciativa deberá atravesar un proceso de evaluación técnica y administrativa por parte de la autoridad provincial, que recae en el Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, que analizará su viabilidad y podrá requerir ajustes antes de su aprobación.
Palermo Aike, D-129 y offshore: la apuesta al futuro energético
En paralelo, el acuerdo contempla el desarrollo de nuevas áreas estratégicas, especialmente en el segmento no convencional y offshore.
Santa Cruz cuenta con formaciones con potencial como Palermo Aike, en la Cuenca Austral, y D-129 en el Golfo San Jorge, que representan una oportunidad para diversificar la matriz productiva e incorporar nuevas tecnologías.
Para estos proyectos, el esquema prevé incentivos específicos asociados al avance efectivo de la actividad exploratoria y productiva, en función de programas de inversión acordes a la complejidad técnica de estos desarrollos.
Beneficios concretos: condiciones y plazos
El acuerdo establece condiciones diferenciadas según el tipo de producción, siempre sujetas a la aprobación de los proyectos y al cumplimiento de los compromisos asumidos:
-Para áreas maduras: una alícuota del 12% o la posibilidad de una reducción de hasta 3 puntos porcentuales, aplicable a la producción convencional, con vigencia entre el 1 de mayo de 2026 y el 30 de abril de 2027.
-Para nueva producción en proyectos no convencionales y offshore: una alícuota del 5%, con un horizonte de hasta 10 años, conforme a las condiciones de cada concesión.
Producción, empleo y desarrollo: el impacto esperado
De esta manera, el Gobierno provincial plantea este programa como una herramienta para avanzar en la recuperación de la actividad hidrocarburífera, en un contexto desafiante para las cuencas maduras.
La nafta en Misiones resulta más costosa que en Paraguay debido a una combinación de factores que incluyen altos impuestos, la distancia logística y el impacto del conflicto bélico en Irán. Esta situación marca un cambio respecto a años anteriores, cuando los autos extranjeros hacían largas filas para cargar combustible en territorio argentino.
Según informó Faruk Jalaf, presidente de la Cámara de Estaciones de Servicios y Afines del Nordeste, la diferencia en el precio del combustible se observa en todas las ciudades misioneras. “En la provincia tenemos un combustible muy caro por la distancia. Paraguay tiene todo su flete por río. Además, los impuestos allá son menores”, explicó.
El precio de un litro de nafta súper en Paraguay se sitúa entre 6.140 y 7.240 guaraníes según la empresa, lo que equivale a aproximadamente $1.399 a $1.650 pesos argentinos. En Misiones, ese mismo litro cuesta $2.187 en YPF y hasta $2.249 en estaciones privadas de Posadas. En Puerto Iguazú, la nafta estatal se vende a $2.099 la súper y $2.376 la premium, con valores aún superiores en las estaciones privadas.
En cuanto a la nafta premium, en Paraguay su precio fluctúa entre G$7.490 y G$8.790, equivalente a $1.706 y $2.003 pesos argentinos respectivamente. En Misiones, el precio oscila entre $2.339 y $2.488. Esta diferencia representa un gasto considerable para los consumidores. Por ejemplo, llenar un tanque promedio de 50 litros en Posadas con nafta premium puede costar hasta $124.400, mientras que en Paraguay ese mismo llenado se ubica entre $85.300 y $100.150.
El aumento en los precios internacionales del petróleo, impulsado por la operación militar estadounidense Epic Fury en Irán desde el 26 de febrero, también influyó en el encarecimiento del combustible local. Jalaf señaló que “los incrementos fueron por la guerra. Los hidrocarburos tienen valor internacional. Las petroleras, no interesa de dónde sean, van a ese precio para la venta en el país y fuera”.
Respecto a la política de precios, el empresario destacó que Horacio Marín, presidente de YPF, logró mantener los valores estables por 45 días, pero advirtió que “esto tendrá consecuencias siempre y cuando no se incrementen los impuestos”. Además, estima que el conflicto durará ese tiempo y que luego los precios podrían bajar, aunque reconoció que “en Argentina nos cuesta retrotraer los valores cuando suben”.
La carga tributaria es un factor clave en el precio final de la nafta. En Argentina, aproximadamente el 45% del costo corresponde a impuestos, mientras que en Paraguay apenas alcanza el 10% de IVA. A esta diferencia se suman otros tributos como el impuesto a la transferencia de combustibles, ingresos brutos, cargas provinciales y tasas municipales, lo que encarece considerablemente el combustible en Misiones.
Entre 2020 y 2023, la diferencia de precios motivó que numerosos extranjeros, principalmente paraguayos, brasileños y uruguayos, cruzaran la frontera para abastecerse en Argentina, fenómeno que ahora se ha invertido debido al aumento en los precios locales. Jalaf aclaró que “todavía no hay misioneros invadiendo las estaciones paraguayas porque es reciente que los precios argentinos superaron a los del otro lado”.
Por último, el sector enfrenta un contexto económico complicado, con menor consumo de combustible por la desaceleración económica en Argentina. Esto, sumado a la presión tributaria y el impacto internacional, dificulta la recuperación del mercado local.
La exploración de hidrocarburos en aguas profundas frente a Uruguay continua un derrotero que ya lleva décadas. En un movimiento que refuerza la actividad prospectiva, la estatal QatarEnergy y la estadounidense Chevron decidieron incorporarse a bloques adjudicados, asociándose con Shell bajo esquemas de farm-in que redistribuyen riesgo y capital en una etapa aún marcada por la incertidumbre geológica.
El ingreso de QatarEnergy en los bloques OFF-2 y OFF-7 —ya formalizado— y su inminente desembarco en el OFF-4, así como la participación de Chevron en el OFF-7, constituyen algo más que simples ajustes societarios. Señalan, en cambio, un creciente voto de confianza de actores globales con amplia experiencia en exploración offshore de alta complejidad. En un sector donde la asignación de capital es altamente selectiva, estas decisiones suelen interpretarse como indicadores de algún tipo de potencial.
Shell retiene la operación en los bloques clave —con un 70% en OFF-2 y un 40% en OFF-7— mientras sus nuevos socios asumen posiciones minoritarias pero significativas. QatarEnergy, fiel a su estrategia internacional, privilegia el rol de inversor no operador, aportando capital y diversificación geográfica sin involucrarse directamente en la ejecución técnica. Chevron, por su parte, combina aquí su perfil tradicional de operador con una posición más flexible como socio.
Detrás de estos movimientos subyace la lógica económica de la exploración en aguas profundas: costos elevados, largos horizontes de maduración y probabilidades inciertas. En ese contexto, los acuerdos de farm-in no solo permiten compartir el riesgo financiero, sino también integrar capacidades técnicas que resultan críticas en entornos geológicos complejos. La experiencia acumulada en otras cuencas —desde el Golfo de México hasta África occidental— se convierte en un activo transferible.
Aunque Uruguay carece aún de descubrimientos comerciales y los antecedentes le han negado la posibilidad de hallazgos aptos para producción, la actividad sugiere que el país ha logrado posicionar a su sistema financiero en el radar de la industria.
La adquisición y reprocesamiento de datos sísmicos, junto con el desarrollo de modelos geológicos más sofisticados, apuntan a reducir la incertidumbre exploratoria y a delimitar con mayor precisión las estructuras prospectivas.
El interés no se limita a estos bloques. En noviembre pasado, YPF acordó con la italiana ENI la exploración conjunta del OFF-5, con una estructura que prevé el traspaso de la operación a la compañía europea. La decisión sobre una eventual perforación quedará supeditada a los resultados técnicos que se obtengan durante 2026, en línea con una disciplina de capital que privilegia hitos progresivos antes de comprometer inversiones mayores.
Chevron, además, había marcado previamente su retorno a Uruguay tras medio siglo, al asumir una participación operativa en el bloque OFF-1. Estos movimientos, aunque dispersos, configuran una tendencia: la convergencia de grandes jugadores en una cuenca todavía incipiente, pero cada vez más visible.
El caso del bloque OFF-6 ilustra tanto el potencial como los riesgos inherentes. APA Corporation evalúa la perforación de un pozo exploratorio con una inversión estimada en 200 millones de dólares, en aguas de más de 2.000 metros de profundidad. La operación, técnicamente exigente y logísticamente compleja, requerirá una campaña prolongada y recursos significativos, sin garantías de éxito. Un antecedente relevante es la exploración realizada por TotalEnergies en 2016, que no arrojó descubrimientos, aunque sí permitió avances en el conocimiento geológico de la cuenca.
En conjunto, el escenario actual no tiene precedentes en Uruguay. Por primera vez, la totalidad de las áreas offshore bajo la Ronda Uruguay Abierta se encuentra comprometida mediante contratos de exploración y producción. Sin embargo, el paso de la promesa geológica a la realidad comercial sigue siendo incierto.
Para Montevideo, el desafío será doble: sostener el interés inversor en un contexto global de transición energética y, al mismo tiempo, gestionar las expectativas en torno a una potencial nueva fuente de ingresos. Para las compañías, la apuesta es más directa: anticiparse —con información incompleta— a lo que podría ser, o no, una nueva provincia petrolera.
Antecedentes
La búsqueda de hidrocarburos en Uruguay se remonta a la década de 1940. El Instituto Geológico del Uruguay, con YPF como operador, perforó cerca de Salto sin encontrar petróleo; en su lugar, surgieron aguas termales que dieron origen a una actividad turística. Nuevos intentos en 1957 arrojaron resultados similares.
En los años setenta, la crisis petrolera llevó al gobierno a firmar un contrato offshore con Chevron. La empresa perforó a 150 km de Punta del Este en 1976, pero decidió abandonar, tras constatar el gran espesor del basamento basáltico perteneciente al denominado “macizo brasileño”. El contrato con el gobierno cívico-militar de la época, estableció tres pozos por lo acordadon amistosamente un segundo que posteriormente, también resultó seco.
En 2008, el presidente Tabaré Vázquez anunció hallazgos de hidrocarburos. El gobierno convocó a la Ronda Uruguay 2009 para atraer inversión internacional. Se ofrecieron 11 bloques offshore; dos fueron adjudicados a un consorcio integrado por YPF, Petrobras y Galp, sobre la base de estudios sísmicos previos. Varias empresas mostraron interés, aunque los avances posteriores fueron limitados.
En 2011 se lanzó la Ronda Uruguay II con el objetivo de sostener el interés inversor. La licitación, cerrada en 2012, ofreció 15 bloques, de los cuales ocho fueron adjudicados a compañías como BP, BG Group, Total y Tullow Oil. Posteriormente se produjeron asociaciones y cambios accionariales, incluyendo la entrada de ExxonMobil y la adquisición de BG por Shell.
En 2016, un consorcio liderado por Total perforó un pozo en aguas profundas a 400 km de Montevideo. Fue el primero desde 1976 y resultó seco. Aun así, la ronda incorporó nuevos actores y promovió inversiones en exploración offshore, sin derivar en producción comercial.
La Ronda Uruguay III, lanzada en 2023 por ANCAP bajo un esquema abierto, recibió ofertas. Pese a condiciones fiscales y geológicas consideradas competitivas, factores como la transición energética, los costos en aguas profundas y la falta de descubrimientos previos han limitado el interés. Más de un año después, no se han adjudicado bloques.
El contraste con expectativas oficiales, influenciadas por descubrimientos recientes en el Atlántico Sur, refleja un entorno inversor más selectivo. La continuidad del proceso depende de la capacidad de ajustar incentivos en un contexto de mayor aversión al riesgo.
Irán suspendió el paso de buques petroleros por el estrecho de Ormuz tras el ataque israelí contra el Líbano, informó el miércoles la agencia de noticias semioficial iraní Fars.
La medida se adoptó en respuesta directa a las acciones militares israelíes en Líbano, según reportó el medio iraní. Fars detalló que “simultáneamente con los ataques de Israel a Líbano, el paso de petroleros por el Estrecho de Ormuz ha sido detenido”.
En paralelo, la Armada iraní emitió advertencias a las embarcaciones que permanecen en la zona. En un mensaje reproducido por el diario británico The Guardian, las autoridades navales señalaron que los buques no deben intentar atravesar el estrecho sin autorización.“Cualquier embarcación que intente adentrarse en el mar será atacada y destruida”, indicaron.
La agencia Farstambién comunicó que dos petroleros recibieron autorización para cruzar el Estrecho la mañana de este miércoles, después de que entrara en vigor un cese al fuego entre Irán y Estados Unidos. Este permiso fue una excepción en el contexto de la suspensión general, señaló el medio.
Según datos de la plataforma de seguimiento MarineTraffic, cientos de buques permanecen en el área, incluidos 426 petroleros, 34 portavehículos de gas licuado de petróleo y 19 buques de gas natural licuado, muchos de ellos detenidos durante la interrupción.
Trump afirmó que la tregua no incluye al Líbano
Minutos después de que se conociera esta noticia, el presidente de los Estado Unidos, Donald Trump, aclaró que Líbano no está incluido en el alto el fuego de dos semanas acordado entre Estados Unidos e Irán.
A esto siguió una declaración del secretario de Defensa de Estados Unidos, Pete Hegseth, según quien las fuerzas armadas estadounidenses estaban preparadas para cumplir la amenaza del presidente Donald Trump de acabar con la “civilización entera” de Irán si no se alcanzaba un acuerdo de alto el fuego.
Al ser preguntado durante una rueda de prensa en el Pentágono sobre la amenaza de Trump de que “una civilización entera moriría” si no se llegaba a un acuerdo, Hegseth afirmó: “Teníamos un objetivo fijado, listo para atacar, de infraestructura, puentes y centrales eléctricas”.
“(Trump) finalmente dijo: ‘Podemos quitárselo todo. Les quitaremos su capacidad de exportar energía y las fuerzas armadas de Estados Unidos tienen la capacidad de atacar esas cosas con impunidad’, continuó .
Y redondeó: “Ese tipo de amenaza fue lo que los llevó al punto en el que, en efecto, dijeron: ‘De acuerdo, queremos cerrar este trato’”.
Trump amenazó en las redes sociales el martes por la mañana con que la “civilización entera” de Irán “morirá esta noche y jamás volverá”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el crecimiento exponencial de La Angostura Sur, un área en Vaca Muerta que se posicionó rápidamente entre los activos más valiosos del sector no convencional. En menos de un año y medio, el bloque pasó de producir 2.000 a 47.000 barriles diarios de petróleo, un salto que la compañía atribuyó a una profunda transformación en sus procesos operativos y tecnológicos.
Este desarrollo permitió que el bloque, operado íntegramente por YPF, escalara posiciones hasta convertirse en el quinto activo más productivo de la formación. «Logramos multiplicar por 20 la producción de un bloque shale en un plazo que no tiene antecedentes en la industria local«, afirmó el Marín a través de una de sus redes sociales.
Marín explicó que la clave de este hito residió en un giro estratégico hacia la eficiencia digital y estructural. «Este salto fue posible porque cambiamos la forma de operar. Pasamos a un modelo con diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real desde nuestro centro RTIC, que nos permitió optimizar cada pozo de forma sustentable», detalló el CEO.
El bloque ya se perfilaba desde fines del año pasado como una pieza fundamental para la caja de la compañía. Las proyecciones técnicas indicaban que, al alcanzar un flujo de producción estabilizado, La Angostura Sur tendría la capacidad de generar ingresos cercanos a los US$500 millones anuales, consolidándose como un motor de rentabilidad para los planes de desarrollo de la firma.
Ubicada en una posición geográfica estratégica, el área comparte características geológicas con otros campos de alto rendimiento. Sin embargo, su velocidad de desarrollo marcó un diferencial respecto a otros proyectos maduros de la cuenca, fundamentado en una infraestructura que permite añadir módulos de producción de manera ágil.
El quinto mayor bloque de la Argentina en Vaca Muerta
Marín atribuyó la performance de La Angostura Sur a un modelo con diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real.
Según el último relevamiento de la consultora Economía y Energía, La Angostura Sur consolidó su lugar en el «top five» de los bloques productores de shale oil en la Argentina, superando en ritmo de crecimiento interanual a otros desarrollos consolidados de la región.
En la comparativa general, La Angostura Sur solo es superada en volumen por gigantes como Loma Campana (96,9 kbbl/d), La Amarga Chica (81,2 kbbl/d), Bajada del Palo (68,4 kbbl/d) y Bandurria Sur (64,3 kbbl/d). De este modo, YPF opera cuatro de los cinco yacimientos más importantes del país, fortaleciendo su dominio en el segmento no convencional.
La expansión del bloque no solo impacta en las métricas de extracción de YPF, sino que también tracciona el incremento total del shale oil, que en febrero de 2026 alcanzó los 591 kbbl/d. El aporte de La Angostura Sur fue decisivo para sostener la curva ascendente de la producción nacional, que sumó casi 148.000 barriles diarios de capacidad interanual.
Hacia fines del año pasado La Angostura Sur ya develaba un crecimiento vertiginoso en la producción, y en los pimeros doce meses de desarrollo el volumen de extracción se multiplicó por un factor de 17, al pasar de apenas 2.000 barriles diarios en octubre de 2024 a superar los 35.000 barriles en octubre último. Hasta el momento, la compañía desarrolló poco más del 15% de los 350 pozos de inventario.
Las proyecciones a futuro refuerzan el optimismo porque se espera que el área alcance una producción máxima de más de 80.000 barriles diarios en los próximos años. Esta expansión se basa en una estructura de costos eficiente, con un precio de equilibrio (break-even) inferior a 40 dólares por barril, había adelantado por entonces la compañía a sus accionistas.
Convalidada la calidad de reservorio a partir de los pozos perforados que exhibieron niveles de productividad prometedores, la empresa estimó una recuperación final de alrededor de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOE). Esta cifra de recuperación incluye tanto el petróleo como el gas natural asociado, proyectando un potencial sostenido a largo plazo.
El impacto financiero de este desempeño es igualmente contundente, ya que se estima que el bloque La Angostura Sur es un campo capaz de generar un EBITDA anual superior a los US$500 millones, reconfirmando la capacidad de Vaca Muerta para recrear proyectos de alta rentabilidad.
La modificación a la Ley de Glaciares obtuvo 137 votos a favor, 111 en contra, 3abstenciones, 5 ausentes y un legislador que no votó.
El proyecto de modificación a la Ley de Glaciares fue aprobado por un amplio margen durante la madrugada de este jueves en la Cámara de Diputados. La modificación a la ley 26.639, que ya tenía el visto bueno en el Senado, logró la sanción definitiva en la cámara baja con 137 votos a favor, 111 en contra, tres abstenciones, cinco ausentes y un legislador que no votó. En las provincias mineras el proyecto fue apoyado mayoritariamente.
La sesión en la cámara baja duró casi 12 horas, ya que comenzó el miércoles a las 15 y concluyó el jueves las 2:37. El proyecto fue impulsado por el gobierno de Javier Milei. El bloque oficialista de La Libertad Avanza (LLA) aportó 94 votos positivos (ausente Rocío Bonacci) para apoyar las reformas a la Ley de Glaciares.
La iniciativa también obtuvo el apoyo de los bloques aliados como el PRO con 11 votos a favor (ausente Alejandro Finocchiaro); 8 de Innovación Federal (impulsado por gobernadores de Salta, Misiones y San Luis); 6 de la UCR; 3 de Alijo Catamarca (liderados por el gobernador Raúl Jalil); 6 de Provincias Unidas; y 3 del bloque de Tucumán Independencia.
También votaron a favor de la modificación a la Ley de Glaciares los legisladores de San Juan Cristian Andino y Jorge Chica de Unión Por la Patria y Carlos Quiroga y Nancy Martínez de Producción y Trabajo. Se sumaron con el voto positivo Nicolás Massot (Encuentro Federal); Karina Bonfi (Adelante Buenos Aires); José Luis Garrido (Por Santa Cruz).
Los bloques que votaron en contra de la reforma fueron 90 diputados de Unión por la Patria; 11 de Provincias Unidas; la Coalición Cívica y la izquierda. También se opusieron Miguel Angel Pichetto de Encuentro Federal, Marcela Pagano de Coherencia, Natalia de la Sota de Defendamos Córdoba y Jorge Fernández de Primero San Luis. Las abstenciones fueron de los diputados Oscar Zago y Eduardo Falcone del MID y de Karina Maureira de La Neuquinidad.
El voto en las provincias mineras
La provincia de San Juan, una de las jurisdicciones mineras más interesadas en las modificaciones a la normativa porque tiene en carpeta proyectos de cobre, aportó el voto de seis diputados de los bloques Unión por la Patria, LLA y Producción y Trabajo. Catamarca tuvo 4 positivos de Elijo Catamarca y LLA y un voto negativo de Unión por la Patria.
Además, Salta logró el apoyo de todos los legisladores (LLA e Innovación Federal), Jujuy tuvo 3 positivos de LLA y uno de Provincias Unidas y dos negativos de Unión por la Patria. Mendoza contó con el apoyo de 5 votos de LLA y 2 de la UCR y el rechazo de Unión por la Patria y Provincias Unidas con un voto cada uno.
Los legisladores de la provincia de Santa Cruz se repartieron en 2 positivos (LLa y Por Santa Cruz) y 3 negativos de Unión por la Patria. Chubut aportó 3 votos positivos de LLA y Provincias Unidas y 2 negativos de Unión por la Patria. Neuquén y Río Negro tuvieron votaciones similares con 3 positivos de LLA y Provincias Unidas y 2 negativos del peronismo. En tanto, La Rioja y San Luis tuvieron 4 positivos de LLA y 4 negativos; La Pampa 3 positivos (LLA y PRO) y 2 negativos.
Future Energy Summit (FES) Caribe 2026 se consolidará nuevamente como uno de los principales espacios de discusión energética en América Latina, en un momento donde República Dominicana atraviesa definiciones estructurales que impactarán directamente en su sistema eléctrico.
La quinta edición del evento, a realizarse el 20 y 21 de abril en Santo Domingo, reunirá a desarrolladores, utilities, financiadores, proveedores tecnológicos y autoridades en un contexto de alta actividad. El encuentro podrá verse en vivo a través del canal oficial de Youtube de Future Energy Summit.
¿Por qué? El principal eje del año energético en Dominicana es la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, que recibió ofertas por más de 1500 MWp y casi 1300 MWh para los 600 MW de generación renovable con almacenamiento en baterías (BESS) inicialmente previstos.
La concesión está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, mientras que la firma de contratos sería el 22 del mismo mes. Por lo que este escenario confirma el interés del mercado, pero también plantea desafíos en términos de selección de proyectos y previsibilidad regulatoria.
En paralelo a la subasta, el país estableció un marco técnico obligatorio para sistemas BESS, que permite a la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) incorporar BESS sin tener que reformar leyes, al mismo tiempo que trabaja en regulaciones más amplias que permitan ordenar su desarrollo.
Dicha necesidad de estas definiciones se vincula con la confiabilidad del sistema eléctrico, que en los últimos meses evidenció fragilidades tras apagones masivos, incluidos el colapso del SENI por fallas en Punta Catalina y el mayor blackout registrado en el país desde 2015. Estos episodios aceleraron la agenda técnica y regulatoria.
Este sólido crecimiento del sector se fundamenta en una base ya establecida,con80 proyectos que totalizan 2700 MW de energía renovable en funcionamiento.
Las proyecciones indican un aumento significativo, esperando alcanzar casi 2 GW de energía solar para 2027. Asimismo, se están impulsando activamente iniciativas de integración regional, como la interconexión con Puerto Rico, la cual podría aportar hasta 700 MW adicionales.
Perfiles clave que liderarán el debate
El peso de FES Caribe también se refleja en la calidad de los perfiles confirmados, con una fuerte presencia del sector público dominicano, ya que participarán referentes clave como la viceministra de Energía y Transición Energética, Betty Soto, junto al Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, y Charly de la Rosa, también desde la CNE.
A nivel corporativo, el evento reúne a empresas que hoy lideran el desarrollo tecnológico y de proyectos en el sector energético, con una destacada participación de Sungrow a través de Gonzalo Feito y Héctor Núñez, consolidando la presencia de uno de los actores más relevantes a nivel global.
A ellos se suman referentes del segmento de estructuras como Óscar Rubio (SL Rack) y Ángel Alegría (Schletter), junto con ejecutivos vinculados al almacenamiento y tecnología como Luis Castillo (SolaX Power), Víctor San Román (Pylontech) y Ricardo Garro (CATL).
El ecosistema se completa con actores clave en financiamiento, desarrollo y gestión de riesgos, entre ellos Katherine Rosa (Jiménez Peña Advisors) y Antonio Arauz (CIFI), mientras que Vivian Acra (Marsh) y Walter Vargas (FMO) aportan la visión desde seguros e inversión.
También participarán perfiles con experiencia directa en ejecución de proyectos, como María Esparza (ACCIONA) y Alfonso Rodríguez (Soventix / ASOFER), reforzando la mirada práctica sobre el despliegue de iniciativas.
La convocatoria se amplía a nivel regional con la presencia de compañías como JA Solar, Gotion, TCL Solar y Antai, representadas por ejecutivos como Ignacio Mesalles, Juan Maisterra, Gerardo Hernández y Juan Manuel Rivarola. A esto se suman perfiles como Camille Cruz (FlexGen) y Tirso Selman (Caribbean Transmission Development), vinculados a soluciones avanzadas y desarrollo de infraestructura.
El respaldo de compañías líderes como Sungrow, Huawei, CATL, JA Solar, SolaX, Pylontech, Aggreko, CIFI, Marsh, FMO, EGE Haina y Acciona, entre otros partners, confirma el interés del sector en posicionarse en el Caribe, reflejando un mercado cada vez más competitivo y atractivo para nuevas inversiones.
En este escenario, FES Caribe funciona como un punto de convergencia donde se ordena el debate energético del país, alineando intereses públicos y privados en torno a los principales desafíos: licitaciones, regulación, financiamiento e infraestructura.
La coincidencia entre los tiempos del evento y las definiciones clave del mercado refuerza su rol estratégico, en un año donde no solo se decide qué proyectos avanzan, sino bajo qué condiciones operará el sistema eléctrico en los próximos años.
Los resultadospreliminares contemplan la adjudicación de 8 proyectos que suman 605,1 MW, con un dominio de la tecnología solar y una única iniciativa eólica.
Mientras que el precio promedio ponderado de este conjunto se ubica en torno a los USD 0,108 / kWh, reflejando un alto nivel de competitividad en las ofertas y consolidando una curva de precios ajustada en el tramo asignado.
La razón por la que aún no son formalizados se debe a que el corte técnico se ubica en torno a los 600 MW, pero la incorporación de un proyecto de 83,4 MW implicaría superar el umbral previsto inicialmente.
Por este motivo, se encuentra en evaluación permitir una sobreasignación marginal, que habilite el ingreso de ese proyecto adicional sin alterar el orden de mérito ni la estructura de precios del proceso; aunque de no aprobarse el proyecto en cuestión, preliminarmente se mantendrían como ganadores 7 centrales por 521,7 MW.
En términos económicos, los resultados reflejan una alta competitividad, con ofertas que parten desde los USD 0,106 / kWh y se mantienen por debajo de los USD 0,11 / kWh en el bloque principal.
Asimismo, la concesión muestra un claro predominio de proyectos solares, que concentran prácticamente la totalidad de las iniciativas dentro del bloque principal con 555,6 MW fotovoltaicos por sobre 49,5 MW eólicos.
Entre los posibles proyectos adjudicables se destacan Parque Solar Taíno I (84,7 MW), FV Botoncillo (44,2 MW) y Mella Solar Project (100 MW), todos con los precios más competitivos del proceso (inferiores a USD 0,107 x kWh).
A su vez, desarrollos de gran escala como Dicayagua Solar Park (145 MW) resultan determinantes al ubicarse en el punto de corte.
¿Qué desarrolladores resultarían ganadores? El proceso incluye a Taino, Galileo Energía, Mella Solar Power, EGE Haina, ECOENER y Magnetar, que concentran el bloque principal de proyectos seleccionados. Este conjunto refleja una combinación de actores con presencia local consolidada y participación internacional.
Por fuera del bloque adjudicado, los proyectos excluidos alcanzan en conjunto aproximadamente 696,4 MW, lo que evidencia el alto nivel de competencia y sobreoferta dentro del proceso.
Dichas iniciativas se ubican en una franja de precios que comienza en torno a los 0,113 USD/kWh y se extiende hasta los 0,127 USD/kWh, marcando una tendencia ascendente en los valores ofertados.
Entre ellos se encuentran desarrollos como Solar Dom. Azul II (96,8 MW), Girasol 2 (48,3 MW), Tornasol (48,3 MW) y Peravia Solar II (70 MW), que podrían verse beneficiados en caso de ampliarse el volumen total adjudicado.
De todos modos, cabe recordar que la concesión definitiva está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, mientras que la firma de contratos sería el 22 del mismo mes.
FES vuelve a República Dominicana
En menos de dos semanas, Future Energy Summit (FES) Caribe 2026 se consolidará nuevamente como uno de los principales espacios de discusión energética en América Latina, en un momento donde República Dominicana atraviesa definiciones estructurales que impactarán directamente en su sistema eléctrico.
La quinta edición del evento, a realizarse el 20 y 21 de abril en Santo Domingo, reunirá a desarrolladores, utilities, financiadores, proveedores tecnológicos y autoridades en un contexto de alta actividad.
El peso de FES Caribe se refleja en la calidad de los perfiles confirmados, con una fuerte presencia del sector público dominicano, entre los que se incluye la participación de la viceministra de Energía y Transición Energética, Betty Soto, junto al Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, además de diversos speakers del sector privado y cientos de asistentes esperados.
El pasado miércoles se realizó el Virtual Summit de Energía Estratégica, evento que reunió a referentes del sector solar y almacenamiento para analizar el presente y las perspectivas del mercado en Latinoamérica.
Marcos Donzino (JA Solar), Miguel Covarrubias (Jinko Solar), Ángela Castillo (Black & Veatch) y Juan Fernando Ramos (Ventus), abordaron la situación actual del sector durante el primer panel debate y uno de los temas centrales fue el fuerte impacto del precio de los módulos en la industria fotovoltaica.
Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, aseguró que entre los últimos tres y cuatro meses aumentó un 40% el valor de los paneles, generando un cambio abrupto en la dinámica de costos y en la evaluación de los proyectos en la región.
“Se pusieron en juego tres factores. Uno de ellos fue el cambio impositivo. El otro es el de la suba de los costos de las materias primas también que se dio a nivel global en toda la industria. Y también la reducción de la capacidad de producción de todos los fabricantes”, explicó el ejecutivo.
Este beneficio fiscal, que había sido reducido previamente del 13% al 9% para obleas, células y módulos, fue completamente retirado, reforzando la presión sobre los costos.
A este escenario se generó un fenómeno que profundizó el impacto y presionó la cadena de suministro: la avalancha de pedidos anticipados en el primer trimestre del año.
En ese sentido, el director de Ventas para Latinoamérica en JinkoSolar, Miguel Covarrubias, señaló: “Si bien el cambio impositivo y técnicamente partió el primero de abril, nos empezó a remover desde principios de enero. Nos dio tiempo también a nosotros como fabricantes y a los clientes de lo que llamaba un poco el rush de Q1. Fue un poco una locura de todos tratando de hacer un pedido antes de que entrara en vigencia el cambio normativos”.
El ejecutivo agregó que este contexto también implicó un impacto directo en los costos, aunque con efectos mixtos: “claramente este 9% adicional que tienen los módulos ha impactado en el precio. Hay un impacto en el capex, pero en gigawh generados también hay un impacto positivo”, destacando la mejora en eficiencia como parte de la respuesta del sector .
Por su parte, Donzino advirtió que el impacto no solo fue técnico sino también financiero: «Antes veníamos con variaciones que iban del 1 2% 5% que si bien pegaban en el en el Capex, una suba de 40% en 3 meses, sí que era algo que nadie se lo esperaba. Por eso tuvieron que reevaluarse todos los proyectos sin dudarlo”.
«Se apresuraron todas las compras para marzo, lo que también saturó la capacidad de producción de todos los fabricantes antes de abril. Hay un cuello de botella donde todos estaban peleando por la línea de producción, subieron los precios y todos querían comprar lo antes posible por miedo a que siga subiendo. Pero ahora, lo que sigue del año es ver cómo estabiliza», agregó el ejecutivo de JA Solar.
Del CAPEX al valor: un cambio estructural en el mercado solar
Más allá del impacto inmediato en costos, el panel dejó en claro que este escenario aceleró un cambio en la forma de analizar los proyectos solares en la región, ya que la discusión ya no se limita únicamente al CAPEX, sino que comienza a centrarse en la capacidad de los activos de sostener su desempeño en el tiempo.
«La pregunta ya no es solo cuánto cuesta construir un proyecto fotovoltaico, sino qué tan capaz es ese proyecto de sostener su desempeño económico bajo condiciones reales de operación”, subrayó Ángela Castillo, la directora de Desarrollo de Negocios en Black & Veatch, aludiendo a que se debe tener en cuenta variables como restricciones de transmisión, curtailment y cumplimiento de contratos.
La ejecutiva profundizó que este cambio implica incorporar variables que antes no eran determinantes desde etapas tempranas del desarrollo, como los perfiles horarios de generación, la capacidad real de despacho y la posibilidad de integrar baterías o soluciones híbridas.
“El proyecto solar más exitoso no es el que se logra construir a un menor costo, sino el que logra sostener su valor en operación durante toda la vida útil del contrato PPA”, advirtió Castillo.
Este cambio de enfoque también responde a nuevas exigencias del mercado, particularmente en los contratos de compraventa de energía (PPAs), que hoy demandan mayor previsibilidad y adaptación a perfiles horarios específicos. En este contexto, el desarrollo de soluciones más integrales y una ingeniería más temprana comienzan a ganar protagonismo.
Desde el lado de la ejecución, el gerente comercial en Ventus, JuanRamos, explicó que el mercado presenta dinámicas diferenciadas según el país, con esquemas donde conviven licitaciones y PPAs privados.
Una de las oportunidades concretas está en Guatemala, donde “se viene una oportunidad de construir estos 1500 MW que ya tienen el PPA”, así como mercados como Colombia, donde ambos modelos se complementan .
Además, el ejecutivo detalló el posicionamiento regional de la compañía, con fuerte presencia en Uruguay —su casa matriz— y crecimiento en Colombia, donde ya alcanzan cerca de 1000 MW en construcción.
A ello se debe agregar que la compañía se expande a Centroamérica y el Caribe, con actividad en Guatemala, Honduras, Costa Rica y República Dominicana, además de proyectos en Ecuador y Perú, evidenciando una estrategia diversificada según el ciclo de cada mercado.
¿Qué rol ocupa el storage? «Los requerimientos de un PPA hoy no solo te piden energía en horario solar, sino también fuera de ese horario”, develó Covarrubias de Jinko Solar, consolidando el avance del almacenamiento en la región .
«Vemos escenarios muy claros en Argentina, algo más incipiente Colombia, México y Brasil”, complementó evidenciando una rápida regionalización del storage como complemento del negocio solar.
Por su parte, Donzino destacó que desde JA Solar ya se observan oportunidades concretas para el almacenamiento en la región, tanto en proyectos utility como en el segmento comercial e industrial, con especial interés en mercados como Argentina y Brasil, donde comienza a crecer la demanda por este tipo de soluciones.
Hacia el cierre, los speakers coincidieron en que el mercado está dejando atrás varias “verdades instaladas” que durante años guiaron la industria y que hoy ya no resultan válidas.
Entre ellas, la expectativa de una baja constante en el precio de los módulos, la idea de que el CAPEX es la variable dominante en la toma de decisiones y la concepción de proyectos solares sin necesidad de sistemas BESS.
Cinco países de la Unión Europea avanzan en la propuesta de aplicar un nuevo impuesto a las empresas energéticas, en respuesta directa al encarecimiento de los precios provocado por el conflicto en Irán.
La iniciativa, liderada por España junto a Alemania, Italia, Austria y Portugal, busca capturar parte de los beneficios extraordinarios del sector y redistribuirlos para contener el impacto económico en consumidores e industria.
«El conflicto en Oriente Medio ha provocado un aumento de los precios del petróleo, lo que supone una carga considerable para la economía europea y para los ciudadanos europeos. Es importante que esta carga se distribuya de manera equitativa», apuntaron los ministros en la carta, fechada el 3 de abril y dirigida a WopkeHoekstra, comisario europeo de Clima, Neutralidad Climática y Crecimiento Limpio.
El planteo se produce en un escenario de fuerte tensión en los mercados energéticos internacionales, donde el petróleo y el gas registran subas sostenidas desde el inicio de la crisis en Medio Oriente. Este contexto ya comienza a trasladarse a los costos eléctricos, la inflación y la competitividad industrial en Europa, reabriendo el debate sobre mecanismos de intervención estatal.
En este marco, la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés) advierte sobre una crisis energética sin precedentes recientes, marcada por la combinación de presión sobre el petróleo, el gas y los sistemas de suministro. Faith Birol, Director ejecutivo de la IEA, advirtió:“es más grave que las crisis de 1973, 1979 y 2022 juntas”, lo que refleja la magnitud del desafío que enfrentan los sistemas energéticos globales.
Uno de los puntos críticos es la disrupción de rutas estratégicas de suministro, especialmente en Medio Oriente. El riesgo sobre el tránsito de hidrocarburos por el estrecho de Ormuz —clave para el comercio mundial— agrega incertidumbre y presión adicional sobre los precios, en un contexto donde la oferta ya se encuentra restringida.
La crisis vuelve a evidenciar la vulnerabilidad estructural de Europa frente a los combustibles fósiles importados, especialmente en aquellos mercados donde el gas continúa siendo determinante en la formación de precios eléctricos.
Sin embargo, el impacto no es homogéneo dentro del bloque. España aparece mejor posicionada gracias a la mayor penetración de energías renovables en su matriz eléctrica.
La participación de la energía eólica y solar alcanzó cerca del 60% de la generación en marzo, lo que permitió reducir significativamente la incidencia del gas en la fijación de precios. Este desacople parcial frente a los combustibles fósiles se traduce en mayor estabilidad relativa frente a shocks externos.
El plan aprobado moviliza alrededor de 5.000 millones de euros, con foco en acelerar renovables, fortalecer redes, impulsar almacenamiento y aliviar costos para sectores electrointensivos.
Entre las medidas se destacan la creación de zonas de aceleración renovable, la flexibilización de procesos administrativos y el impulso al almacenamiento energético, elementos clave para aumentar la resiliencia del sistema eléctrico.
Advertencia del sector: riesgo sobre inversiones
No obstante, la propuesta de un nuevo impuesto genera preocupación dentro del sector renovable, particularmente en la industria eólica.
Desde el sector advierten que incrementar la carga fiscal en un momento crítico podría afectar las decisiones de inversión, justo cuando Europa necesita acelerar el despliegue de capacidad limpia para reducir su dependencia energética.
La Asociación Empresarial Eólica (AEE) de España señala que el precio de la electricidad de marzo en España está por debajo del precio del gas, habiéndose desacoplado de los precios internacionales de los combustibles fósiles. Y asegura que el precio medio del mercado eléctrico español (OMIE) fue de 41,71 €/MWh mientras que el del gas fue de 52,62 €/MWh (MIBGAS).
“De haber influido el precio del gas en la fijación del precio de la electricidad con la intensidad que está ocurriendo en otros países de nuestro entorno, éste hubiera superado los 100 €/MWh, cosa que no ha ocurrido. Los precios de la electricidad en el mercado spot ibérico son de los más bajos de Europa, y se han mantenido bajos con perspectivas futuras de crecimiento muy limitado incluso en plena crisis por la guerra en Irán”, detallan.
Y agregan: “Solicitar nuevos posibles impuestos que impactan al sector eléctrico crea inseguridad jurídica y ahuyenta los inversores, justo en el momento en el que más necesario es apostar por tecnologías como la eólica, como sustitutiva de la energía fósil importada. Necesitamos más eólica y más rápido. Un nuevo coste sobrevenido – un nuevo impuesto sin justificación – añade un riesgo regulatorio adicional – lo que agravaría la ya complicada situación por el limitado crecimiento de nuevas instalaciones, incluso con bloqueos estructurales en algunas Comunidades Autónomas”.
El planteo del sector es claro: la transición energética requiere estabilidad regulatoria y grandes volúmenes de capital, por lo que cualquier señal que introduzca incertidumbre podría ralentizar proyectos estratégicos.
En este contexto, el debate que se abre en la Unión Europea combina urgencia económica con visión de largo plazo. Mientras los gobiernos buscan mecanismos para contener el impacto inmediato de la crisis, el sector insiste en preservar las condiciones necesarias para acelerar la transición energética y consolidar un sistema menos expuesto a shocks externos.
La nueva ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón, lanzó el plan legislativo del gobierno de José Antonio Kast para el sector eléctrico, con el objetivo de modernizar la regulación y habilitar nuevas dinámicas como la generación distribuida y la electrificación del consumo.
Uno de los ejes principales es la reforma estructural de la distribución eléctrica, considerada clave para viabilizar la electrificación, la generación distribuida y la integración de nuevos actores.
“A mediano plazo tenemos previsto un proyecto de ley de reforma a la distribución. Hay un marco regulatorio del segmento de distribución que fue diseñado en los años 80 bajo un concepto de monopolio natural y tarifas basadas en costo de las empresas modelo eficiente. Llegó el momento en que seamos capaces de sentarnos a valorar lo que estaba bien de ese proceso y ver cómo lo actualizamos”, remarcó Rincón ante la Comisión de Minería y Energía del Senado.
El diagnóstico oficial advierte un desajuste estructural en el sistema actual, que impacta tanto en la calidad del servicio como en la capacidad de adaptación a nuevas tecnologías, patrones de consumo, irrupción de nuevos actores y más.
Entre los principales problemas identificados se encuentran el rezago en inversiones, la dificultad para integrar más generación distribuida y la falta de resiliencia ante eventos críticos.
¿Cuál es el objetivo del proyecto de ley? “Modernizar el marco regulatorio, mejorar la calidad y la continuidad del suministro eléctrico a nivel nacional, incentivar las inversiones en el sector, establecer mecanismos de planificación de redes de distribución y avanzar hacia una red más digitalizada y flexible que considere usuarios como electromovilidad, recursos distribuidos y respuestas de la demanda”, sostuvo la titular de la cartera energética de Chile.
En línea con el enfoque del gobierno de Kast, esta transformación se enmarca en una lógica de mercado, orientada a eliminar distorsiones, dar mayor libertad al consumidor y establecer reglas claras para la inversión privada.
Plan 2026-2030, decretos y ordenamiento del sistema
Como complemento a la reforma estructural, el Ejecutivo definió un plan prioritario dentro de su plan de acción 2026-2030 para acelerar inversiones y reducir barreras regulatorias. Entre las principales medidas se incluye una ley de permisos para agilizar la tramitación de proyectos estratégicos.
“Asimismo, se prevé un marco regulatorio para data centers y economía digital verde. Para ello se buscará implementar regulación específica para data centers energéticamente eficientes, con exigencias de energía limpia, uso de vertimientos y localización estratégica”, revelaron desde el Ministerio de Energía, como otro de los ejes centrales del plan 2026-2030.
En paralelo, el Poder Ejecutivo reingresó a la Contraloría General de la República una serie de Decretos Supremos que habían sido retirados el 11 de marzo para su revisión y eventual complementación, incluyendo el DS N°125 (operación y coordinación del sistema), la actualización del DS N°88, (régimen de los Pequeños Medios de Generación Distribuida – PMGD) y la modificación del DS N°37 (planificación de la transmisión).
Para los DS N°125 y N°88 se incorporaron modificaciones para mantener “coherencia” con lo dispuesto en la reciente ley N° 21804 que perfecciona los sistemas medianos,
En el primero de los casos se incorporó la obligación del Coordinador Eléctrico Nacional de aplicar esquemas alternativos de despacho en caso de falla de esquema automático y se establece que el Coordinador Eléctrico Nacional recalcule el costo de oportunidad de la energía gestionada cuando la forma y periodicidad lo determine.
“Mientras que en cuanto a la modificación del DS N° 88, se estableció que aquellos PMGD existentes que desean incorporar sistemas de almacenamiento en sus instalaciones no puedan acogerse al mecanismo de estabilización de precios regulados de la versión previa al DS N° 88”, indicó Rincón.
SIMM Soluciones acelera su estrategia en Argentina con un objetivo claro: posicionarse como uno de los principales ejecutores de proyectos renovables y sistemas BESS en un mercado donde detecta un vacío estructural en construcción.
La compañía fundada en Brasil busca capitalizar esa brecha con una oferta integral que abarca ingeniería, construcción y mantenimiento, con experiencia respaldada por más de 8 GW renovables construidos en la región,1500 aerogeneradores montados, 20 subestaciones de hasta 500 KV y 1800 km de redes eléctricas.
Jorge Andri, country manager Argentina de SIMM Soluciones
“Si bien años atrás se realizaron montajes de turbinas eólicas en varios países de América Latina, el objetivo es tener presencia local y, para esta primera etapa, la compañía definió a Chile y Argentina como prioritarios, con miras de abrir este año también en Perú”, reveló Jorge Andri, country manager Argentina de SIMM Soluciones, en diálogo con Energía Estratégica.
«Para este año, en Argentina nuestra meta es construir un proyecto solar; dos o tres proyectos BESS y, por supuesto, continuar con los montajes electromecánicos de turbinas eólicas”, añadió.
¿A qué se debe el impulso por el país? Desde la compañía detectamos una “laguna” en firmas dedicadas a la construcción de parques eólicos y solares, como también muchas diferencias entre grandes constructoras sin interés en proyectos de menor envergadura, o bien más pequeñas pero sin capacidad técnica y financiera.
Sobre esa base, SIMM avanza en la consolidación de una estructura local que le permita ejecutar proyectos de punta a punta, replicando su modelo regional con el cual no sólo apunta a renovables, sino que incorpora el almacenamiento y data-centers como eje central de crecimiento.
Incluso, desde el 2025 incursionó en la construcción de sistemas BESS con un primer proyecto en Chile (actualmente en etapa final) para la hibridación de un parque eólico con baterías de 40 MW de potencia, con suministro de 4 horas; a la par que han finalizado la ingeniería básica de varios proyectos BESS en Brasil y Chile.
“Además, en Argentina, finalizamos la ingeniería para un proyecto de la zona norte del AMBA y estamos haciendo la ingeniería de dos proyectos más. Y nuestro objetivo ahora es construir alguno de los proyectos BESS adjudicados y por adjudicarse en la próxima licitación AlmaSADI”, sostuvo Jorge Andri.
Cabe recordar que la licitación AlmaSADI (lanzada en marzo) prevé adjudicar 700 MW de sistemas BESS stand-alone en proyectos de 10 MW a 150 MW de potencia y con contratos de hasta 15 años.
Para abarcar la estrategia, SIMM Soluciones ya despliega un portafolio completo en el país, que incluye construcción de parques solares, montaje de aerogeneradores, desarrollo del BOP eléctrico, mantenimiento de activos e ingeniería y supervisión de obras, a fin de posicionarse como socio estratégico para desarrolladores e inversores.
En paralelo, el diferencial operativo se apoya en la ejecución y cumplimiento, un aspecto que la compañía considera clave en mercados en desarrollo: “La gran diferencia radica en el compromiso por cumplir con las obligaciones contraídas en tiempo y forma”.
Infraestructura, almacenamiento y expansión: el contexto que potencia la estrategia
El avance de SIMM en Argentina se da en un contexto de crecimiento sostenido del sector energético, pero también de desafíos estructurales que abren nuevas oportunidades. Actualmente, el país cuenta con 7980 MW de capacidad renovable instalada, con fuerte peso de la energía eólica y solar, sumado a la ya mencionada licitación AlmaSADI.
Al mismo tiempo, el crecimiento de la demanda eléctrica, especialmente impulsado por la minería, suma presión sobre el sistema.
“Además, con la actual administración nacional, la minería tendrá un crecimiento exponencial y para esto necesitará de energía eléctrica. Y la región de la Cordillera cuenta con condiciones extraordinarias para el desarrollo de la fotovoltaica”, subrayó el entrevistado.
“De todos modos, para crecer la Argentina necesita invertir en lo que hoy es el cuello de botella: el sistema de transmisión. Para esta problemática, el Gobierno impulsa la normativa que permitirá que el sector privado invierta en redes de media y alta tensión, y también en estos desafíos, SIMM estará presente ayudando en la construcción de estaciones transformadoras”, complementó.
Esto significa que, de cara a corto plazo, la firma con más de 15 años de experiencia se plantea una hoja de ruta concreta en el país con diversos proyectos en la mira que les permita mantener la consolidación como empresa de primera línea, tal como es reconocida por clientes internacionales en Brasil.
La modificación a la Ley de Glaciares introduce cambios que modifican la protección ambiental y habilita la actividad minera.
La Cámara de Diputados aprobó este jueves la modificación a la Ley 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Protección de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, una norma aprobada en 2010. La sanción introduce cambios que modifican la protección ambiental en zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce y habilita realizar actividades productivas como la minería.
El texto aprobado en el Congreso redefine el alcance de la Ley de Glaciares. Este aspecto es central porque uno de los debates sobre la norma de 2010 refiere a la definición de periglaciar, que los describe de manera laxa como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sus críticos sostienen que es muy amplia y terminó afectando el desarrollo de la actividad minera.
Además, la norma aprobada este jueves modificó el principio precautorio, es decir, la prohibición automática de la actividad productiva en zonas periglaciares que establecía la ley de 2010 y le otorgó el poder de decisión a las provincias para habilitar un proyecto minero.
La Ley de Glaciares de 2010 establecía una prohibición absoluta por ubicación de los glaciares. La nueva normativa establece una exigencia «relevante» y «comprobable» –según el texto- en el aporte hídrico a una cuenca para cada área declarada como glaciar y periglacial.
Según creen en el gobierno nacional, la modificación del esquema de protección es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre.
Del otro lado hubo cuestionamientos de los bloques opositores y de sectores ambientalistas, que critican la posibilidad de que se habilite la actividad minera en estas zonas porque, según señalan, podría afectar a las reservas de agua dulce.
El articulado de la reforma a la Ley de glaciares
En el artículo 1 la norma sancionada apela al apartado 124 de la Constitución Nacional (1994), que determina que el dominio originario sobre los recursos naturales pertenece a las provincias. Este punto es cuestionado por los críticos a la reforma ya que afirman que la ley es de presupuestos mínimos que establece un piso básico uniforme de protección ambiental.
Otro argumento de los que cuestionan este aspecto es que podría darse el caso en que un proyecto minero tenga el visto bueno ambiental otorgado por una provincia, pero que afecte recursos hídricos en dos provincias al mismo tiempo.
De todos modos, en el artículo 5 de la modificación a la Ley de Glaciares finalmente aprobado establece que el inventario sobre zonas periglaciares (Inventario Nacional de Glaciares – ING) seguirá bajo el paraguas del Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), que es el ente que tiene la autoridad fijada por la norma.
La nueva norma establece en el artículo 3 que la consulta al inventario de glaciares del IANIGLIA es obligatoria, pero no genera prohibiciones automáticas en materia ambiental y de utilización de los recursos naturales para las provincias.
El apartado 3 bis fija el principio precautorio de la ley, una presunción de protección para los glaciares y periglaciares contemplados en el inventario, hasta que cada provincia verifique la inexistencia de las funciones hídricas. Si esto se constata, esta zona deja de estar a la alcance de la protección de la ley.
Protección de glaciares y del ambiente periglacial
Si bien se mantiene la protección de los glaciares y del ambiente periglacial como reservas estratégicas de recursos hídricos y como bienes de carácter público, el nuevo texto enumera aspectos concretos de las funciones ambientales: (i) provisión de agua para consumo humano, (ii) recarga de cuencas hidrográficas, (iii) apoyo a actividades productivas esenciales, (iv) protección de la biodiversidad, (v) fuente de información científica y (vi) atractivo turístico.
En el mismo apartado, el texto afirma que la protección de los glaciares y del ambiente periglacial “deberá interpretarse de un modo compatible con el artículo 41 de la Constitución Nacional, que dispone la utilización racional de los recursos naturales existentes en las provincias (…) de un modo que atienda a las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras”.
Este aspecto también fue criticado por sectores ambientalistas y por la oposición que votó en contra en Diputados. En este sentido, el legislador Martín Lousteau -que votó en contra- cuestionó al proyecto porque “si nos equivocarnos en este tema podemos afectar el futuro de siete millones de habitantes y de las generaciones venideras. Si habilitamos actividades mineras que afectan cuencas y esas cuencas sirven para que vivan millones de compatriotas vamos a tener impactos sociales, económicos, políticos irreversibles”.
Lousteau remarcó también que “no tenemos magnitud de los costos que tendríamos si nos equivocamos con esta ley porque no hay un solo estudio riguroso sobre los riesgos de esto. No sabemos cuáles son los costos y sin embargo tenemos que tomar una decisión”.
En el artículo 6 de actividades prohibidas, el nuevo texto mantiene la prohibición de actividades que liberen contaminantes, la construcción de infraestructura no esencial y la instalación de industrias. La novedad es que en este aspecto el proyecto pone en relieve la evaluación de impacto ambiental como instancia técnica previa para determinar en concreto si una actividad productiva genera efectos contra el ambiente.
El artículo 8 explicita que “la autoridad competente de la jurisdicción respectiva tendrá a su cargo determinar, mediante la correspondiente evaluación de impacto ambiental, qué actividades proyectadas implican una alteración relevante y, como consecuencia, no pueden ser autorizadas”.
El negocio renovable en Argentina cambia su eje de valor: la eficiencia operativa y el uso de datos pasan a tener el mismo peso que la inversión inicial según explicaron desde BLC Power Generation durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.
“Se dejó de hacer tanto foco en el CAPEX y lo que antes se premiaba, que era cerrar contratos e instalar más capacidad (MW), pasó a tener el mismo peso que el OPEX y garantizar la competitividad del negocio durante toda la vida útil del activo”, afirmó Sebastián García, director comercial de la compañía.
Este cambio se da en un contexto donde Argentina ya cuenta con 7980 MW de potencia renovable instalada, con fuerte presencia eólica (4559 MW) y solar (2583 MW), mientras que el almacenamiento stand-alone comienza a posicionarse como un nuevo vector estratégico, impulsado por licitaciones como AlmaGBA (713 MW ya adjudicados) y la vigente convocatoria AlmaSADI, que prevé adjudicar 700 MW en sistemas BESS.
“Con la maduración que tuvo el mercado y la capacidad de adaptabilidad del país, las nuevas tecnologías y lógica del mercado nos obliga a mirar con una visión más de largo plazo los proyectos”, sostuvo García.
La digitalización emerge como el principal habilitador de este nuevo paradigma, al permitir transformar datos operativos en decisiones con impacto económico directo, dado que, bajo la mirada del especialista, la operación pasó de ser “reactiva” a una “más analítica”; por lo que ahora los equipos deben anticipar fallas y optimizar el desempeño en tiempo real.
En este marco, herramientas como el despacho óptimo empiezan a ganar relevancia a fin de seguir eficientizando el sistema. Sumado a que la incorporación de modelos predictivos también redefine la gestión de activos, como un paso hacia esquemas más sofisticados de operación.
Integración, nuevas tecnologías y el futuro de la operación
La próxima etapa del sector estará marcada por la integración total entre los sistemas de control de planta y el sistema eléctrico. Este proceso permitirá maximizar la eficiencia tanto a nivel individual como sistémico.
“Se terminará de materializar la integración sistémica, vinculado con integrar los subsistemas de control de la planta con el sistema eléctrico. Tendrá impacto en la eficiencia del sistema eléctrico como conjunto y en cada uno de los proyectos”, subrayó el especialista.
En paralelo, el desarrollo de nuevas soluciones acompaña la evolución del mercado, de modo que desde BLC Power Generation trabajan en el desarrollo de soluciones de gestión para plantas híbridas y micro-grid, en línea con la creciente complejidad de los sistemas energéticos.
“Estamos acompañando la evolución del sector, trabajando en herramientas para los equipos de operación y gestión de activos para que puedan enfocarse realmente en anticipar y tomar decisiones que tengan impacto económico real”, mencionó García.
“Además de acompañar con herramientas para eficientizar plantas eólicas, donde hay mucho margen y muchísimo para trabajar en ese sentido”, concluyó, aludiendo a que el futuro del sector no estará definido únicamente por la capacidad instalada, sino por la capacidad de operar mejor, en un mercado cada vez más competitivo.
Huawei Digital Power presentó su nueva línea de soluciones energéticas en Argentina, enfocada en mejorar la eficiencia, estabilidad y sostenibilidad del sistema eléctrico, en un contexto marcado por desafíos globales en costos y transición energética.
La propuesta se enmarca en la visión de la compañía de integrar tecnologías digitales y electrónica de potencia para desarrollar energía limpia y avanzar en la digitalización de la energía, impulsando un sistema energético más eficiente y sostenible.
En este contexto, Ignacio Dapena, director de Huawei Digital Power en Argentina, Uruguay y Paraguay, destacó la evolución del portafolio de la compañía, que abarca desde soluciones residenciales hasta proyectos de gran escala, con foco en energías renovables, almacenamiento y digitalización.
Innovación para reducir costos y mejorar la estabilidad de la red
Uno de los principales anuncios fue la presentación del HUAWEI SUN2000-506KTL-H1, un inversor de última generación con mayor potencia y menor tiempo de respuesta, diseñado para optimizar costos de proyectos y aportar estabilidad a redes con alta penetración de energías renovables.
El equipo incorpora un chip de última generación, alcanza una eficiencia del 99% y opera en un amplio rango de temperaturas (de -25 °C a 60 °C), lo que garantiza su desempeño en diversos entornos. Además, ofrece una densidad de potencia hasta un 40% superior y permite operar con un mayor número de módulos fotovoltaicos en simultáneo.
“Este nuevo equipo no solo permite reducir los costos de inversión, sino que además incorpora capacidades de formación de red, fundamentales para contextos como el argentino”, explicó Dapena.
En un escenario global donde los costos de materias primas y componentes electrónicos han aumentado, impactando en los CAPEX de los proyectos, Huawei apuesta por soluciones tecnológicas que compensen estas variaciones a través de mayor eficiencia y rendimiento.
Almacenamiento energético: clave para el futuro del sistema eléctrico
La compañía también presentó su nueva generación de soluciones de almacenamiento energético, con mejoras en capacidad y eficiencia que permiten optimizar el rendimiento del sistema.
Entre las innovaciones se destacan:
Incremento de hasta un 20% en la capacidad máxima en contenedores de 20 pies
Optimización del diseño de sistemas de gran escala (hasta 11 MW), reduciendo costos de cableado y construcción
Nuevas funciones de medición en media tensión que permiten reducir costos del sistema
Estas soluciones permiten desplazar energía en momentos de alta demanda, aportar estabilidad a la red y facilitar la recuperación del sistema ante cortes (black start).
Huawei destacó su diferencial al integrar electrónica de potencia propia con soluciones de almacenamiento, lo que le permite adaptarse a distintos modelos de negocio y necesidades del mercado.
Integración energética y nuevos escenarios de consumo
Uno de los ejes estratégicos de la compañía es la integración de generación fotovoltaica con almacenamiento, habilitando que la energía solar se consolide como fuente principal tanto en hogares como en industrias. En este marco, Huawei también impulsa el desarrollo de infraestructura de carga inteligente para vehículos eléctricos, con soluciones que apuntan a construir redes de carga sostenibles, eficientes y escalables.
Este portafolio ofrece soluciones para todos los segmentos cubriendo múltiples necesidades:
Residencial: sistemas solares con baterías que pueden reducir significativamente el consumo energético e incluso alcanzar independencia de la red en determinados casos.
Comercial e industrial: soluciones para optimización de consumo, respaldo energético y reducción de costos.
Utility scale: infraestructura de gran escala para generación, almacenamiento y estabilidad de red.
Con 25 años de trayectoria en Argentina y más de 500 empleados, Huawei cuenta con una presencia consolidada a nivel nacional, participando en proyectos de generación, almacenamiento y eficiencia energética en múltiples sectores.
La compañía mantiene una cobertura federal con iniciativas que incluyen parques solares, soluciones híbridas para minería, proyectos industriales y desarrollos en zonas remotas como la Antártida.
Asimismo, observa un crecimiento sostenido tanto en grandes desarrollos como en proyectos de menor escala, que en conjunto representan una oportunidad clave para el sector energético argentino.
YPF confirmó que perforará un nuevo pozo exploratorio en Palermo Aike, la formación no convencional que Santa Cruz busca convertir en su plataforma energética para las próximas décadas.
El anuncio lo realizó el CEO de la compañía, Horacio Marín, tras la firma del programa provincial “Más Producción y Trabajo”, un esquema que combina incentivos fiscales, baja de regalías y compromisos de inversión para sostener la actividad hidrocarburífera en la provincia.
Marín explicó que el pozo se ejecutará en el segundo semestre, condicionado a la disponibilidad de servicios y a la logística necesaria para operar en una zona sin actividad comercial previa.
Señaló que el desarrollo del no convencional en Santa Cruz está en una etapa inicial y que el proceso requiere descubrimiento, pilotos y validación técnica antes de escalar. Además, remarcó que se trata de un proyecto intensivo en capital y tiempo, con incertidumbre geológica y operativa.
.
El programa provincial incluye una reducción de regalías para incentivar la producción en áreas maduras y estimular nuevas inversiones. Marín calificó la medida como una decisión acertada para paliar la declinación natural de los yacimientos convencionales.
Aunque YPF ya no opera en ese segmento en Santa Cruz, sostuvo que la baja de regalías mejora la ecuación económica de las empresas y genera condiciones para sostener empleo, proveedores y actividad en la provincia.
Otro eje central es la remediación ambiental en la zona norte, donde YPF dejó áreas convencionales. Marín destacó que la compañía contrató a la Universidad de Buenos Aires como tercera parte para realizar un relevamiento independiente y que el informe se encuentra en su etapa final. Subrayó que YPF decidió asumir los pasivos ambientales y avanzar con un proceso transparente, cumpliendo la normativa provincial y nacional.
En paralelo, Marín vinculó la apuesta por Palermo Aike con la agenda energética nacional. Recordó que Argentina ya es exportador neto de petróleo, con más del 30% de su producción destinada al exterior, y proyectó exportaciones energéticas superiores a los 30.000 millones de dólares en los próximos años. Con el desarrollo del gas natural licuado, las proyecciones internas de la compañía alcanzan los 45.000 millones, apoyadas en mayor producción y nueva infraestructura.
En este contexto, Palermo Aike aparece como una oportunidad estratégica para diversificar la base productiva del país y sumar una nueva cuenca no convencional al mapa energético. Para Santa Cruz, el pozo exploratorio, la baja de regalías y el programa “Más Producción y Trabajo” conforman una hoja de ruta que combina inversión, empleo y remediación ambiental. Para proveedores y pymes de servicios, el avance del proyecto abre una ventana concreta para integrarse a una agenda que demanda ingeniería, logística, servicios de campo y soluciones ambientales en una provincia que busca construir un nuevo ciclo energético de largo plazo.
Neuquén superó por primera vez los 600.000 barriles diarios de producción total, un registro que consolida a la provincia como el principal polo energético del país y confirma la madurez operativa del desarrollo no convencional.
El volumen incluye petróleo, condensados y líquidos asociados, y refleja la continuidad de un proceso de expansión que ya se sostiene de manera estable en todas las áreas de mayor actividad.
El desempeño de las operadoras explica el salto. YPF, PAE, Vista, Shell y Tecpetrol sostienen niveles de actividad elevados, con mejoras en tiempos de perforación, mayor eficiencia en fractura y una curva de productividad que mantiene valores altos en los primeros meses de producción.
Los pozos horizontales superan los 3.000 metros, con entre 35 y 55 etapas de fractura, y los caudales iniciales (IP30) se ubican en rangos de 1.000 a 2.500 barriles diarios, según bloque y diseño de completación.
El crecimiento también se refleja en los resultados financieros. Las compañías registraron incrementos de EBITDA de entre 20% y 35%, impulsados por mayores volúmenes, exportaciones crecientes y costos operativos que se mantienen entre los más competitivos del hemisferio.
.
El costo de lifting se ubica entre USD 8 y 12, y la productividad por pad continúa mejorando a partir de la estandarización de diseños y la incorporación de equipos de mayor capacidad.
La expansión de Neuquén tiene impacto directo en el mercado externo. Más del 30% del petróleo argentino se destina a exportación, con contratos que se consolidan en mercados de crudo ligero. Las empresas incrementaron su participación en ventas externas y ampliaron su cartera de destinos, lo que mejora el flujo de divisas y fortalece la posición financiera del sector.
El récord provincial se produce en un contexto de mayor interés internacional. Fondos globales y bancos de inversión incorporaron a Vaca Muerta en sus proyecciones de crecimiento para los próximos años, con estimaciones que ubican la inversión potencial en torno a USD 60.000 millones en un período de cinco años.
La competitividad técnica, la escala alcanzada y la consistencia operativa explican la atención del mercado.
Neuquén cierra así un trimestre con niveles de actividad y producción sin precedentes, impulsado por la performance de las operadoras y por la consolidación de un modelo de desarrollo que combina eficiencia, escala y continuidad operativa.
El récord de 600.000 barriles diarios marca un nuevo punto de referencia para la cuenca y confirma la capacidad del sector para sostener volúmenes crecientes con estándares técnicos elevados.
El sector energético volvió a posicionarse como uno de los activos más sólidos de la economía argentina. Las principales petroleras del país lograron su mejor trimestre financiero desde 2017, impulsadas por balances robustos, exportaciones crecientes y una mejora en las condiciones del mercado internacional de crédito.
La reapertura de la ventana de deuda permitió a las compañías emitir obligaciones negociables, refinanciar pasivos y extender plazos en un contexto de mayor estabilidad cambiaria y menor percepción de riesgo.
Los datos financieros confirman el cambio de ciclo. Las empresas registraron un crecimiento de EBITDA de entre 20% y 35%, con márgenes operativos fortalecidos por la productividad del shale y la expansión de exportaciones.
Más del 30% del petróleo argentino ya se destina al exterior, con un incremento interanual superior al 40%, lo que mejora el flujo de divisas y reduce la dependencia del mercado interno. La combinación de costos de lifting competitivos —entre USD 8 y 12 por barril— y un break-even de USD 35–45 consolida a Vaca Muerta como una de las cuencas más eficientes del hemisferio.
.
En el plano financiero, la reapertura del mercado permitió emisiones corporativas de entre USD 300 y 500 millones por compañía, con plazos de 5 a 10 años y tasas más bajas que en los ciclos previos.
Fondos especializados en energía y mercados emergentes volvieron a demandar activos argentinos, atraídos por la mejora del riesgo país, la estabilidad del tipo de cambio y la expectativa de crecimiento del sector. Las empresas aprovecharon la ventana para refinanciar deuda cara, reperfilar vencimientos y financiar proyectos de perforación, fractura y logística.
El contexto macro acompañó parcialmente este movimiento. La inflación mensual se estabilizó en torno al 2,9%, con proyecciones de desaceleración gradual según el Relevamiento de Expectativas de Mercado del Banco Central.
El dólar mayorista se mantuvo dentro de bandas cambiarias estables, con cotizaciones entre $1.398 y $1.415, y el Banco Central acumuló más de USD 4.400 millones en compras netas durante el primer trimestre. Organismos internacionales proyectan un crecimiento del 4% para 2026, impulsado por exportaciones, energía y minería.
.
Aun así, el mercado sigue monitoreando riesgos estructurales: acceso a divisas para repago de deuda, estabilidad regulatoria en exportaciones, avance real de infraestructura y tensiones en transmisión eléctrica.
La sostenibilidad del ciclo financiero dependerá de la capacidad del país para consolidar reservas, mantener la estabilidad cambiaria y acelerar obras clave como oleoductos, gasoductos y ampliaciones eléctricas bajo concesión privada.
La reapertura de la ventana de deuda confirma que el sector energético argentino volvió a ser financiable a nivel internacional. Si el país sostiene estabilidad macro y avanza en infraestructura, las petroleras podrán financiar el salto de escala que requiere Vaca Muerta. Si no lo hace, la oportunidad podría cerrarse tan rápido como se abrió.
Goldman Sachs ubicó a Vaca Muerta entre los principales polos de inversión energética de la próxima década y estimó que la cuenca podría atraer hasta USD 60.000 millones en cinco años, siempre que el país acelere infraestructura crítica y estabilice condiciones macroeconómicas.
La proyección coincide con los datos oficiales de producción, exportaciones y capacidad instalada, y consolida a la formación neuquina como uno de los activos estratégicos más competitivos del hemisferio.
La productividad de la cuenca explica el interés internacional. Argentina produce más de 900.000 barriles diarios de petróleo, con un crecimiento interanual superior al 20%, y más del 70% del shale oil proviene de Vaca Muerta. En gas, la producción supera los 80 millones de metros cúbicos diarios, con picos que requieren mayor capacidad de transporte.
Los costos de lifting se ubican entre USD 8 y 12, y el break-even ronda los USD 35–45, niveles que posicionan al shale neuquino entre los más competitivos del mundo.
El análisis de Goldman Sachs se apoya en tres vectores: petróleo, gas y GNL. En petróleo, Argentina ya exporta más del 30% de su producción, con un crecimiento anual superior al 40%.
En gas, la expansión del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y la reversión del Gasoducto Norte permitirán liberar volúmenes adicionales para la industria y la exportación. En GNL, los proyectos de licuefacción podrían sumar 20 a 25 millones de toneladas anuales, con inversiones estimadas entre USD 10.000 y 15.000 millones.
.
El límite, sin embargo, es la infraestructura. El sistema de oleoductos opera al borde de su capacidad y requiere la puesta en marcha del Oleoducto Vaca Muerta Sur, que sumará 360.000 barriles diarios adicionales. En gas, la Etapa II del GPNK y la reversión del Norte son indispensables para sostener el crecimiento.
La infraestructura eléctrica también enfrenta tensiones crecientes: la demanda de potencia para fractura, bombeo y plantas de tratamiento supera la capacidad disponible.
En este punto, el nuevo régimen de ampliaciones eléctricas bajo concesión privada abre un camino concreto para acelerar obras que, bajo el esquema tradicional, demoraban entre cinco y siete años.
Para Goldman Sachs, la ventana global para el shale se mantendrá abierta hasta 2035, pero requiere decisiones rápidas. La oportunidad existe, la productividad está probada y la demanda internacional es real. Lo que falta es resolver infraestructura, acceso a divisas, previsibilidad fiscal y un marco regulatorio estable para proyectos de largo plazo como el GNL.
Si Argentina acelera oleoductos, gasoductos, líneas eléctricas y capacidad portuaria, Vaca Muerta puede convertirse en un motor estructural de exportaciones y alcanzar los USD 30.000 millones anuales en ventas energéticas. Con GNL, el potencial asciende a USD 45.000 millones. Si no lo hace, la cuenca corre el riesgo de frenar su expansión justo en el momento de mayor oportunidad global.
Vaca Muerta atraviesa su mejor momento productivo, pero también el más desafiante. La producción crece, las empresas aceleran inversiones y la demanda internacional existe, pero la infraestructura disponible ya no acompaña el ritmo del desarrollo.
El sistema de transporte, energía eléctrica, logística y capacidad portuaria opera al borde de su límite técnico, y los próximos dos años serán decisivos para evitar un cuello de botella estructural.
Los datos oficiales muestran la magnitud del salto. Argentina produce cerca de 900.000 barriles diarios de petróleo, el nivel más alto en más de dos décadas, con un crecimiento interanual superior al 20%. Neuquén superó por primera vez los 600.000 barriles diarios, consolidándose como el principal motor energético del país.
Más del 60% del petróleo argentino proviene de Vaca Muerta, y el shale oil neuquino ya supera los 560.000 barriles diarios, con exportaciones que crecen por encima del 40% anual.
.
En gas, la cuenca neuquina supera los 80 millones de metros cúbicos diarios, con picos que requieren infraestructura adicional para evacuar volúmenes crecientes. La Secretaría de Energía advierte que, sin nuevas obras, la producción podría estancarse en 2027 por saturación de transporte y capacidad eléctrica insuficiente.
El sistema de oleoductos es el punto más crítico. La capacidad actual está prácticamente saturada. El tramo Allen–Puerto Rosales opera al límite y el Oleoducto Vaca Muerta Norte requiere ampliaciones para sostener el ritmo de extracción.
La obra clave es el Oleoducto Vaca Muerta Sur, que permitirá transportar hasta 360.000 barriles diarios adicionales hacia la costa rionegrina. Su puesta en marcha es indispensable para duplicar exportaciones y evitar que la producción quede atrapada en la cuenca.
En gas, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner alivió el sistema, pero aún falta completar la Etapa II, que conectará con San Jerónimo, y avanzar con la reversión del Gasoducto Norte, necesaria para abastecer al NOA y reemplazar importaciones.
Las transportadoras estiman que, con estas obras, el país podría sumar 15 a 20 millones de metros cúbicos diarios adicionales de capacidad firme. Sin ellas, el crecimiento del shale gas quedará condicionado por restricciones estacionales.
Santa Cruz ingresó en la etapa decisiva de negociación de un acuerdo energético integral que busca ordenar reglas, reactivar equipos y sostener la producción en toda la provincia. La convocatoria del gobernador Claudio Vidal reunió a los principales ejecutivos del sector, en una señal política que confirma el interés de las operadoras por alinearse con la nueva estrategia provincial.
El encuentro se consolidó como un punto de inflexión para la relación entre el Gobierno y la industria, con foco en inversión, empleo y previsibilidad.
La mesa de trabajo incluyó a las principales compañías que operan en la provincia, cuyos directivos viajaron para participar de la ronda convocada por el Ejecutivo. La presencia de los CEOs fue interpretada como un respaldo explícito al proceso que impulsa Santa Cruz.
El objetivo es acordar un marco común que permita recuperar equipos parados, incrementar la actividad en áreas maduras y establecer compromisos de inversión con plazos y metas verificables.
El Gobierno provincial planteó la necesidad de reactivar la cadena de proveedores, sostener empleo local y mejorar la eficiencia operativa en yacimientos con más de seis décadas de actividad.
.
Las áreas técnicas de la provincia aportaron información sobre producción, declino natural y requerimientos de inversión para estabilizar la curva. Las empresas coincidieron en que la previsibilidad regulatoria y la coordinación operativa son condiciones centrales para avanzar en un esquema de mayor actividad.
El acuerdo que se negocia incluye incentivos, compromisos de perforación, metas de producción y mecanismos de seguimiento. La provincia busca un entendimiento amplio, no fragmentado, que permita ordenar la transición entre el convencional maduro y los nuevos proyectos exploratorios, como el avance en Palermo Aike.
La expectativa oficial es cerrar un documento marco que establezca reglas claras y una hoja de ruta común para los próximos años.
En este contexto, Santa Cruz está construyendo un nuevo esquema de gobernanza energética basado en articulación público-privada, incentivos y metas de producción. El respaldo empresarial confirma que la provincia logró instalar una agenda productiva seria, con impacto directo en empleo, proveedores y actividad económica.
Si el acuerdo se concreta, Santa Cruz podría iniciar un nuevo ciclo de inversión que combine recuperación de áreas maduras, exploración de nuevas fronteras y una estrategia provincial orientada al desarrollo sostenible del sector.
Río Negro realizó un relevamiento integral de la actividad de diatomita en Ingeniero Jacobacci, una de las zonas con mayor tradición y capacidad instalada del país para la extracción y procesamiento de este mineral sedimentario. La diatomita tiene más de 70 años de desarrollo industrial en la región y es un insumo clave para múltiples cadenas productivas.
La provincia concentra las principales plantas procesadoras del país, con empresas que abastecen a los sectores de absorbentes industriales, arenas sanitarias, filtrantes para alimentos y aditivos agrícolas. La actividad sostiene empleo local estable y forma parte de la estructura económica histórica de Jacobacci, con operaciones que combinan extracción, clasificación, secado y molienda.
El relevamiento oficial incluyó visitas a yacimientos y plantas, revisión de procesos productivos y verificación de estándares operativos.
.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático evaluó condiciones de acopio, manejo de material particulado y procedimientos de carga, y avanzó en medidas para ordenar áreas de trabajo y reducir emisiones de polvo en zonas cercanas a la operación.
La diatomita de Jacobacci mantiene una participación relevante en el mercado nacional por su calidad, pureza y volumen disponible. Su uso en absorbentes industriales la vincula directamente con la actividad petrolera, mientras que su aplicación en filtración y agricultura amplía la demanda hacia otros sectores.
La continuidad de la producción y la presencia de plantas activas consolidan a la región como un polo minero–industrial con trayectoria y capacidad de abastecimiento sostenido.
El trabajo provincial forma parte de un esquema de actualización de información técnica y seguimiento de actividades mineras con presencia territorial. Jacobacci se mantiene como un punto estratégico dentro del mapa productivo de Río Negro, con una industria que combina historia, empleo y una cadena de valor diversificada.
El precio internacional del petróleo registró una caída cercana al 10% luego del anuncio de una tregua temporal entre Estados Unidos e Irán que incluye la reapertura parcial del Estrecho de Ormuz.
La baja fue confirmada por organismos oficiales como la Agencia Internacional de Energía, la Administración de Información Energética de Estados Unidos y la OPEP, que atribuyen el movimiento a la reducción inmediata del riesgo geopolítico y a la expectativa de mayor flujo de crudo en una de las rutas más sensibles del comercio energético global.
El Brent retrocedió entre 14% y 15% en las últimas 24 horas, mientras que el WTI cayó hasta 16%, ubicándose ambos en un rango de 93 a 96 dólares por barril. La corrección se produce tras semanas de precios elevados que habían superado los 109 dólares, impulsados por tensiones militares y restricciones logísticas en Medio Oriente.
Según la Agencia Internacional de Energía, la reapertura parcial de Ormuz —por donde circula el 20% del petróleo mundial— reduce la prima de riesgo que había presionado al alza al mercado.
La OPEP señaló que la baja responde a una normalización parcial de la oferta y a una corrección técnica luego de un período de alta volatilidad. Además, la Administración de Información Energética de Estados Unidos indicó que la tregua no modifica la tendencia estructural del mercado, que continúa ajustado por demanda firme y por inventarios en niveles históricamente bajos.
Los organismos marítimos internacionales también confirmaron la reactivación gradual de rutas comerciales que habían sido desviadas por razones de seguridad.
.
Para Argentina, el nuevo rango de precios mantiene la competitividad del shale neuquino, que opera con costos por debajo de los 60 dólares por barril. La Secretaría de Energía destacó que las exportaciones de crudo continúan viables y que los proyectos de infraestructura en ejecución permiten sostener el crecimiento de la producción.
Además, YPF había anticipado estabilidad en los precios internos por 45 días, lo que reduce el impacto inmediato en el mercado local.
En este contexto, la caída del petróleo aparece como un ajuste transitorio más que como un cambio estructural. La demanda global sigue firme y la Agencia Internacional de Energía proyecta un piso cercano a los 90 dólares para todo 2026.
Para Argentina, este escenario sostiene el atractivo de Vaca Muerta, consolida el perfil exportador y refuerza la necesidad de avanzar en infraestructura de transporte para convertir producción en divisas de manera estable y previsible.
Mendoza transita la cuenta regresiva hacia el Andean Capital Forum, que se realizará del 20 al 22 de abril y que ya se posiciona como uno de los encuentros más relevantes del año para proyectos mineros, mercados de capital e instituciones financieras.
No se trata de un evento más: es la pieza central de la estrategia provincial para conectar proyectos de la región andina con financiamiento internacional bajo estándares técnicos y económicos de nivel global.
El programa incorpora workshops especializados junto al London Metal Exchange, enfocados en dinámica de precios, volatilidad y estrategias de cobertura. Además, suma un seminario técnico desarrollado con la Universidad de Toronto sobre fundamentos financieros y técnicos de la minería moderna.
Estas instancias fortalecen el posicionamiento de Mendoza como espacio de formación aplicada y como punto de encuentro entre conocimiento, proyectos e inversión.
El encuentro reunirá a gobiernos, empresas mineras, fondos, mercados de capital y proveedores estratégicos. Más de 25 proyectos de Argentina, Chile y Perú participarán del Projects Showcase, un espacio articulado con la Bolsa de Toronto que permite presentar PEA, PFS y FS ante inversores especializados.
Además, el programa incluye paneles sobre infraestructura regional, tecnologías de agua y desalación, extracción directa de litio y estrategias de financiamiento para minerales críticos.
.
La agenda contará con referentes del sector público y privado. Entre los oradores confirmados figuran Alfredo Cornejo, Jimena Latorre, Guillaume Legaré de la TSX, Carlos Galli de Lithium Argentina, Adriana Bekerman de Ganfeng Lithium, Javier Robeto de Aldebaran Resources y representantes de la CAF, BYMA, InvestChile y la Bolsa de Comercio de Mendoza.
El evento también incorpora un esquema estructurado de reuniones 1 a 1 y espacios de matchmaking para acelerar la vinculación entre proyectos y capital.
El Andean Capital Forum forma parte de la iniciativa Andean Bridge, impulsada por Impulsa Mendoza junto a organismos financieros y bolsas de valores. El objetivo es claro: estructurar proyectos con estándares internacionales, mejorar su calidad técnica y facilitar el acceso a financiamiento.
La provincia busca consolidarse como nodo regional para inversiones en cobre, litio y minerales críticos, integrando territorio, proyectos y mercados de capital en una misma estrategia.
.
En este contexto, Mendoza avanza hacia un modelo que combina minería, financiamiento y formación técnica como motores de desarrollo. La articulación con mercados globales, la presencia de organismos multilaterales y la participación de empresas de escala confirman que la provincia está construyendo un ecosistema competitivo.
Para proveedores, ingenierías y desarrolladores, el Andean Capital Forum abre una ventana concreta para integrarse a proyectos de alto impacto y a una agenda regional que demanda inversión, infraestructura y capacidades técnicas.
Datos de contacto para participar
Los interesados en acreditarse o solicitar información pueden hacerlo a través de los canales oficiales del evento: • Inscripciones y agenda: info@impulsamendoza.com.ar • Consultas institucionales: contacto@netzerocircle.org • Información para empresas y proveedores: inversiones@impulsamendoza.com.ar
El gobierno de Brasil puso en marcha un paquete fiscal de US$ 5.671 millones destinado a moderar el impacto de la variación internacional del precio del crudo en el mercado interno. La medida incluye la suspensión temporal de impuestos federales aplicados al diésel y un refuerzo de R$ 7.000 millones para el programa de subsidio al gas de cocina.
El objetivo oficial es estabilizar los costos internos durante un período de volatilidad externa.
En paralelo, Petrobras presentó su Plan Estratégico 2025-2029, que prevé una inversión total de US$ 111.000 millones. Del monto anunciado, US$ 20.000 millones se asignarán a proyectos de refino y transporte de hidrocarburos. La compañía proyecta alcanzar una producción de 3,2 millones de barriles diarios hacia fines de 2029.
El ministro Alexandre Silveira indicó que la política comercial de la empresa continuará bajo los criterios definidos por su directorio.
.
Las refinerías brasileñas operan actualmente por encima de su capacidad nominal para asegurar el abastecimiento interno. El esquema combina medidas fiscales transitorias con el programa de inversiones definido por Petrobras para el período 2025-2029.
El financiamiento del paquete incluye retenciones temporales a las exportaciones de petróleo crudo, aplicadas para sostener el equilibrio fiscal durante la vigencia de las medidas.
Desde una perspectiva operativa, el escenario articula instrumentos fiscales de corto plazo con un plan de expansión de capacidad productiva y de refino.
La evolución del sector dependerá de la consistencia entre ambos componentes y de la capacidad del sistema energético brasileño para sostener niveles crecientes de producción y procesamiento.
Cuando sube la temperatura, sube el pico: cómo entender y moderar nuestro consumo hoy
En el debate sobre la energía —especialmente en un contexto de transición energética y electrificación creciente— suele instalarse una idea bastante extendida: que la demanda eléctrica crece de manera constante, lineal y en todos los sectores. Sin embargo, cuando uno mira los datos con mayor detenimiento, aparece una realidad más interesante: la demanda no crece de forma homogénea, sino que responde a dinámicas muy concretas, donde el clima y el consumo residencial tienen un rol central.
Rodrigo Santander*
Durante 2025, la demanda eléctrica en Argentina alcanzó los 141.249 GWh, con un crecimiento muy leve del 0,7% interanual. Pero ese número agregado revela diferencias importantes: el segmento residencial fue el que más creció (1,2%) y representa cerca del 47% del total, mientras que la demanda no residencial y la industrial mostraron variaciones mucho más acotadas, en torno al 0,2% y 0,4% respectivamente.
Es decir, no estamos frente a un sistema que crece homogéneo, sino que el principal movimiento está en los hogares. Y para entender por qué, hay que mirar una variable clave: la temperatura.
Cuando el calor aprieta, el sistema eléctrico responde casi de inmediato. Durante el verano 2025 se registraron picos históricos de demanda, como el del 10 de febrero, cuando la potencia alcanzó los 30.257 MW en un contexto de temperaturas superiores a los 31 °C. Algo similar ocurrió en el verano 2026, puntualmente el 3 de febrero, con picos cercanos a los 28.000 MW bajo condiciones térmicas prácticamente iguales.
Pero más allá de los récords puntuales, lo relevante es la tendencia: los picos de demanda siguen de cerca al termómetro. En semanas con temperaturas promedio cercanas a 30–31 °C, la potencia del sistema se ubica de forma sostenida en el rango de 27.000 a 28.000 MW. En cambio, cuando las temperaturas bajan hacia los 19–23 °C, los picos caen a valores de entre 17.000 y 20.000 MW.
En términos simples: el sistema puede exigir más de un 30% adicional de potencia solo por efecto del calor. Y ese salto no viene de la industria ni de los grandes usuarios. Viene, principalmente, de algo mucho más cotidiano: cómo usamos la electricidad en nuestros hogares.
Llevado a la vida diaria, el fenómeno es bastante claro. Un aire acondicionado típico puede demandar entre 0,8 y 1,5 kW, dependiendo de la tecnología y condiciones de uso. Si a eso le sumamos una heladera (0,1–0,3 kW), un microondas (1,0–1,5 kW), un termotanque eléctrico (1,5–2,0 kW) o una pava eléctrica (1,5–2,2 kW), el consumo instantáneo de un hogar puede superar fácilmente los 4 a 6 kW en simultáneo.
Ahora bien, el punto clave no es ese consumo individual, sino la simultaneidad: miles —o millones— de hogares haciendo exactamente lo mismo al mismo tiempo. Ahí es donde se construyen los picos del sistema.
Este comportamiento no es exclusivo de Argentina. A nivel global, distintos informes muestran que la climatización eléctrica —especialmente el aire acondicionado— se está consolidando como uno de los principales motores de la demanda, junto con la electrificación de nuevos usos: como los data center. Para darnos una idea de dónde estamos parados, según surge del informe “Consumo de energía y desarrollo” elaborado por UDEA, en Argentina nuestro consumo eléctrico promedio se mantiene en unos 3,0 kWh/cápita, superando la media de América Latina y el Caribe pero por debajo en la región de Chile y Brasil.
Por eso, más que hablar de un crecimiento lineal de la demanda, resulta más preciso pensar en una demanda sensible: fuertemente influenciada por el clima, el equipamiento de los hogares y nuestros hábitos de consumo.
Entender esta lógica, además de ser central para quienes planifican y operan el sistema eléctrico, también es una invitación a los usuarios, especialmente a las nuevas generaciones, a tomar un rol más activo en el uso de la energía.
Porque, en definitiva, detrás de cada pico de demanda y de cada récord del sistema, hay algo bastante simple: millones de decisiones cotidianas que, sumadas, explican cómo, cuánto y cuándo consumimos electricidad.
Irán se comprometió a permitir el paso por el estrecho de Ormúz, dando comienzo a negociaciones de paz con EE.UU. desde el viernes con mediación de Pakistán.
El precio del barril Brent, de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, registró una fuerte caída tras el anuncio de los Estados Unidos e Irán de un alto al fuego por dos semanas y comienzo de negociaciones de paz a partir del viernes.
Una clave que destrabó el cese al fuego fue el compromiso de Irán de habilitar el paso por el estrecho de Ormuz, un punto exigido por el presidente Donald Trump. Las conversaciones girarán en torno a un supuesto plan de paz con diez puntos redactado por Irán y que el propio Trump evaluó como “una base viable sobre la cual negociar”.
Sin embargo, el sostenimiento del cese al fuego es endeble en la medida que Irán quiere que se aplique también en el Líbano, en donde Israel continuó atacando en las últimas horas.
Desde el comienzo de la guerra en Medio Oriente, el precio del Brent prácticamente se duplicó, saltando de una zona entre US$ 55 y US$ 60 por barril a tocar cotizaciones cercanas a los US$ 120 por barril. Tras el anuncio del martes por la noche, el Brent cae este miércoles de US$ 110 a un mínimo diario de US$ 90 por barril, un retroceso de casi 17%.
De todas formas, el precio del Brent sigue siendo significativamente alto en comparación con los precios anteriores al conflicto, lo que evidencia las dudas y tensiones que subyacen en el alto al fuego entre Washington y Teherán.
El primer ministro de Pakistán, Shehbaz Sharif, quien ha estado mediando en las negociaciones, declaró a primera hora del miércoles que el alto el fuego entraba en vigor de inmediato. Representantes de EE.UU. e Irán se encontrarán el viernes en la capital pakistaní de Islamabad para iniciar conversaciones formales, luego de semanas de intercambios informales a través de terceros países.
A continuación, las claves del cese al fuego en la guerra en Medio Oriente y las negociaciones que comienzan el viernes.
1. Cómo se alcanzó el alto al fuego
Pakistán, Turquía y Egipto llevan semanas oficiando como mediadores para encontrar un acuerdo de paz o al menos un alto al fuego. Las negociaciones se aceleraron en la última semana tras el ultimátum de Trump a Irán para que libere el tránsito por Ormuz antes de la noche del martes o enfrentar un bombardeo masivo contra infraestructura civil iraní.
La respuesta iraní fue la divulgación a través de la prensa oficialista de un supuesto plan de paz de diez puntos, cuya existencia el presidente estadounidense validó y consideró el lunes como “un paso significativo”, aunque aclaró que “no es suficiente”.
Finalmente, en la noche del martes se acordó un cese al fuego y comienzo de negociaciones formales, presuntamente sobre la base del plan iraní. “Sé cuáles son los puntos. Y muchos de ellos son muy buenos. No puedo hablar de ello… pero todos son buenos puntos”, declaró Trump en las últimas horas al medio Sky News.
Sin embargo, en las horas siguientes al anuncio se continuaron registrando ataques desde Irán e Israel. Según el primer ministro de Pakistán, el alto el fuego también entrará en vigor en Líbano, donde Israel ha estado combatiendo al grupo armado Hezbolá, respaldado por Irán.
El presidente estadounidense afirmó anoche haber accedido a «suspender los bombardeos y ataques contra Irán durante dos semanas» si Teherán acepta reabrir el estrecho de Ormuz. Trump declaró que aceptó un alto el fuego provisional porque «ya hemos cumplido y superado todos los objetivos militares».
En principio, Irán ha accedido a permitir el paso de buques por el estrecho de Ormuz durante dos semanas, con el tránsito coordinado por el ejército iraní.
El plan de diez puntos difundo por la prensa oficialista iraní incluye el cese total de las hostilidades en Irán, Irak, Líbano y Yemen, el pleno compromiso de levantar las sanciones contra Irán, la liberación de los fondos y los activos iraníes congelados en poder de EE.UU., y el pago íntegro de una indemnización a Irán por los costes de reconstrucción, entre otros puntos. Asimismo, se afirma que Irán se compromete plenamente a no intentar obtener armas nucleares.
2. Qué ocurrirá con el estrecho de Ormuz
Un punto central en las negociaciones que comienzan el viernes será el futuro del estrecho de Ormuz. Irán demostró capacidades operativas para afectar el tránsito, incluso tras varias semanas bajo el asedio militar estadounidense e israelí. El plan de diez puntos de Irán incluiría que mantendrá el control del tránsito por el estrecho.
La Guardia Revolucionaria Islámica también comenzó en las últimas semanas a monetizar informalmente el paso por el estrecho, con el cobro de peajes millonarios. El cobro de peajes es rechazado de plano por EE.UU., las naciones árabes en el Golfo Pérsico y por la comunidad internacional en general porque sienta un precedente que viola leyes marítimas internacionales.
De hecho, el Consejo de Seguridad de la ONU trató una resolución impulsada por Oman en contra del bloqueo iraní. El texto original invocaba el capítulo 7, que habilita el uso de fuerza para destrabar el bloqueo, algo que fue desechado en el texto final. De todas formas, la resolución fue vetada por China y Rusia en la votación del lunes.
La postura iraní de momento es continuar cobrando un peaje. El portavoz de la Unión de Exportadores de Petróleo, Gas y Productos Petroquímicos de Irán, Hamid Hosseini, declaró este miércoles al Financial Times que Irán quiere cobrar peajes a todos los buques cisterna que pasarán por el puerto e inspeccionar cada barco individualmente.
“Irán necesita controlar lo que entra y sale del estrecho para asegurarse de que estas dos semanas no se utilicen para el tráfico de armas”, declaró Hosseini, cuya asociación industrial colabora estrechamente con el Estado persa. “Todo puede pasar, pero el procedimiento requiere tiempo para cada embarcación, e Irán no tiene prisa”, añadió.
3. Líbano, factor crucial para el sostenimiento del alto al fuego
Un factor que puede descarrilar el cese al fuego y las negociaciones es la continuidad de los ataques de Israel en el Líbano, que apuntan principalmente contra el grupo Hezbolá, respaldado por Irán. Israel afirmó que el acuerdo entre Irán y EE.UU. no aplica a la guerra que mantiene con el grupo militante en el Líbano, a pesar de que Pakistán aseguró lo contrario.
El primer ministro de Israel, Benjamín Netanyahu, declaró horas después del anuncio del cese al fuego que el mismo no abarca al Líbano. “Israel apoya la decisión del presidente Trump de suspender los ataques contra Irán durante dos semanas, con la condición de que Irán abra inmediatamente el estrecho y cese todos los ataques contra Estados Unidos, Israel y los países de la región”, dijo mediante un comunicado. Añadió que el alto el fuego “no incluye al Líbano”, donde Israel mantiene tropas terrestres.
Israel ejecutó en la tarde de este miércoles en el Líbano un extenso ataque contra varias zonas comerciales y residenciales del centro de Beirut. El ejército israelí lo calificó como el mayor ataque coordinado de la guerra actual, alcanzando más de 100 objetivos de Hezbolá en 10 minutos en Beirut, el sur del Líbano y el valle oriental de Bekaa.
Este miércoles Irán interrumpió el tráfico de petroleros a través de Ormuz tras el ataque israelí, según informó la agencia de noticias semioficial Fars. Según la agencia solo dos petroleros habían cruzado el estrecho desde que entró en vigor el alto el fuego.
El Gobierno de Santa Cruz avanza en la construcción de un acuerdo estratégico con las principales operadoras petroleras que trabajan en la provincia, en un contexto marcado por la necesidad de recuperar niveles de actividad, sostener el empleo y proyectar un crecimiento productivo sostenido.
En las últimas horas, el gobernador Claudio Vidal comenzó una ronda de reuniones con los CEOs del sector, entre ellos los más importantes del país, en las que se analiza un nuevo esquema integral orientado a dinamizar la industria hidrocarburífera, tanto en yacimientos maduros como en áreas de desarrollo potencial.
Los encuentros forman parte de una instancia decisiva de diálogo entre el Estado provincial y las empresas, donde se discuten herramientas concretas para revertir la caída de la producción, reactivar equipos y fortalecer la cadena de valor energética.
El eje está puesto en generar condiciones que permitan incrementar la actividad en los yacimientos, promover nuevas inversiones y garantizar previsibilidad en el sector.
Las conversaciones avanzan sobre un esquema que buscará alinear incentivos productivos con compromisos concretos de inversión y trabajo, en un marco de responsabilidad compartida entre el sector público y privado.
El acuerdo apunta a consolidar un horizonte de mayor producción hidrocarburífera en Santa Cruz, con impacto directo en la generación y sostenimiento de puestos de trabajo.
En ese sentido, uno de los puntos centrales en discusión es la necesidad de levantar equipos inactivos, intensificar tareas en campo y reactivar áreas que hoy presentan niveles de producción por debajo de su potencial.
La iniciativa se inscribe en una estrategia más amplia del Gobierno provincial para reposicionar a Santa Cruz dentro del mapa energético nacional, en un contexto donde las cuencas maduras requieren nuevas herramientas para sostener su competitividad.
Un convenio que marcará el rumbo del sector
Se ultiman los detalles finales para un entendimiento “de alto impacto” para la economía provincial, con proyección a mediano y largo plazo.
El anuncio formal será acompañado por la firma de las operadoras y autoridades provinciales, en lo que se anticipa como un punto de inflexión para el desarrollo hidrocarburífero santacruceño.
El avance de estas negociaciones genera expectativas tanto en la industria como en las comunidades vinculadas a la actividad, donde el movimiento de equipos y la inversión directa tienen un efecto inmediato en el empleo y la economía regional.
Con este paso, la provincia busca consolidar un mensaje claro: reactivar, producir más y generar trabajo, en un escenario desafiante pero con oportunidades concretas de crecimiento y mayor actividad económica en las comunas petroleras.
Autoridades de Terra Ignis Energía S.A. firmaron el convenio que permitirá a Velitec S.A. operar hasta se concrete la conformación final de la Unión Transitoria de Empresas (UTE), en las áreas denominadas“Lago Fuego”, “Los Chorrillos”, “Tierra del Fuego”.
En enero del corriente año Terra Ignis asumió oficialmente la operación de los yacimientos, garantizando la continuidad de la producción y la absorción del personal. A partir de allí, se inició un proceso de convocatoria de inversores, en el que participaron 10 empresas, siendo Velitec S.A. la seleccionada.
Este proceso se enmarca en la convocatoria pública impulsada por Terra Ignis Energía S.A. en enero de 2026, destinada a empresas interesadas en asociarse para la explotación, desarrollo y eventual exploración de hidrocarburos en las áreas “Los Chorrillos”, “Lago Fuego” y “Tierra del Fuego”, ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego AelAS.
La iniciativa estuvo dirigida a compañías con solvencia financiera y experiencia en la industria, con el objetivo de seleccionar socios estratégicos para potenciar el desarrollo productivo de los yacimientos.
— Somos ciudadanos del fin del mundo (@findelmundoar) April 7, 2026
“Fue un proceso arduo, había que analizar la solvencia económica y el aspecto técnico para garantizar que las operaciones se desarrollen de una manera adecuada, Ahora lo que queda por delante es iniciar el trabajo de recuperación de estas áreas que después de algunos años de desinversión sumado al decline geológico que tienen naturalmente las áreas estaba dando una baja de producción tanto de petróleo como de gas, aspiramos a que paulatinamente se vaya aumentando la producción de las áreas sumado a la inversión que esperamos que tengan en el futuro para aumentar cada vez más el desarrollo productivo”, dijo la gerenta institucional de Terra Ignis, Verónica Tito.
En cuanto a Velitec S.A., es una empresa argentina con cerca de 10 años de actividad, operando principalmente en las provincias de Neuquén, Chubut, Salta, con su sede central en Córdoba.
“Entramos con la misión y la vocación de ver, analizar, y levantar mucha información para reestructurar ese activo tan importante para la provincia, que si bien está en su periodo de maduración avanzada en yacimiento maduro le vemos mucho potencial”, afirmó Facundo Aráoz, Presidente de Velitec.
“Agradecemos la confianza que ha tenido Terra Ignis en nosotros, entendemos que hemos sido seleccionados tras un proceso de selección de varias empresas. Fue un proceso largo y hoy ratificamos nuestro compromiso de inversión y poner toda nuestra capacidad técnica y operativa para los objetivos que nos hemos propuesto”, concluyó.
Por su parte el Presidente de Terra Ignis, Maximiliano D´ Alessio, celebró el convenio y el cumplimento de los plazos pautados y adelantó que el equipo del nuevo operador esratá viajando mañana para comenzar con el traspaso.
El evento se llevó a cabo en la Casa de Tierra del Fuego en Buenos Aires, y contó con la participación del presidente de Terra Ignis Energíá S. A. Maximiliano D´Alessio, el vicepresidente Pablo Carreras Meyer, la Gerenta Institucional Verónica Tito, el asesor ambiental Sergio Federovitsky y el titular de Velitec Facundo Aráoz. Vía zoom desde Tierra del Fuego, participaron la Ministra de Energia, Gabriela Castillo, la Secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderrama, directora de Terra Ignis Nancy Graña y los síndicos de dicha empresa Terra Ignis, Gretel Grava y Rafael Pereyra Ramos
La caída del crudo tras el alto el fuego reconfigura el escenario energético global, pero en Argentina el impacto es desigual y gradual. Mientras el upstream ajusta expectativas y el downstream mantiene inercia en precios, la dependencia de fertilizantes importados introduce un canal adicional de presión sobre los costos agropecuarios y la inflación en los próximos meses.
Irán aceptó la propuesta de alto al fuego impulsada por Estados Unidos, resultado de gestiones diplomáticas encabezadas por China y Pakistán, según informó The New York Times. El acuerdo, de carácter transitorio y con una duración prevista de dos semanas, se alcanzó horas después de que el presidente Donald Trump amenazara con que “toda una civilización desaparecerá para no volver jamás” sino abren el estrecho de Ormuz.
En su rol de mediador, Pakistán instó a Washington a revisar su ultimátum y promovió una pausa en las hostilidades a cambio de que Irán habilitara la circulación segura por esa vía marítima durante el período acordado. De acuerdo con Associated Press, la diplomacia china mantuvo contactos con autoridades iraníes mientras se desarrollaban las negociaciones, canalizando su influencia a través de interlocutores como Turquía, Egipto y el propio Pakistán.
El Consejo de Seguridad Nacional de Irán confirmó el entendimiento y lo presentó como un resultado favorable a sus posiciones. Israel también adhirió al alto al fuego y suspendió sus operaciones durante el mismo lapso.
El precio internacional del crudo registró una caída inmediata tras el anuncio del cese al fuego, en un contexto de distensión geopolítica y retracción de la prima de riesgo en los mercados energéticos.
Antes del acuerdo, el crudo había escalado por encima de los US$ 110 e incluso alcanzado picos cercanos a US$ 140 por barril en el mercado spot; tras el anuncio del alto al fuego, el Brent retrocedió hacia la zona de US$ 90–95 dólares, con caídas superiores al 12–16%, según datos de Bloomberg.
Perspectivas
A pesar del Alto al fuego, el mercado energético internacional desconfía, por lo que se mantiene una fase de alta volatilidad, condicionada por las restricciones al tránsito de hidrocarburos a través del estrecho de Ormuz y sus efectos sobre la oferta global.
Según las últimas previsiones de la Energy Information Administration de los EE.UU. (EIA), la interrupción parcial de esta vía estratégica derivó en una rápida acumulación de inventarios en países exportadores del Golfo, forzando a Irak, Arabia Saudita, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Bahréin a suspender en conjunto unos 7,5 millones de barriles diarios en marzo, con una proyección de incremento hasta 9,1 millones en abril .
El escenario base contempla una normalización progresiva a partir de mayo, en la medida en que se restablezcan los flujos marítimos, lo que permitiría reducir las interrupciones a 6,7 MMb/d y converger hacia niveles previos al conflicto hacia fines de 2026. Sin embargo, la persistencia de incertidumbre geopolítica continúa incorporando una prima de riesgo significativa en los precios internacionales.
En este contexto, el crudo Brent promedió US$ 103 por barril en marzo y se prevé que alcance un máximo de US$ 115 durante el segundo trimestre de 2026, antes de iniciar una trayectoria descendente acompañando la recuperación de la oferta. Las proyecciones indican que el precio podría ubicarse por debajo de los US$ 90 hacia el cuarto trimestre y promediar US$ 76 en 2027, condicionado a la estabilización del escenario en Medio Oriente .
Las tensiones también ampliaron el diferencial entre el Brent y el WTI, que alcanzó los US$ 12 por barril en marzo y podría escalar hasta US$ 15 en abril, reflejando mayores costos logísticos y disrupciones en los flujos hacia los mercados asiáticos. Se espera que esta brecha se reduzca gradualmente a medida que se normalice el tránsito por Ormuz.
El impacto se extiende a los precios minoristas de combustibles en Estados Unidos, donde la gasolina podría alcanzar un pico cercano a US$ 4,30 por galón en abril, mientras que el diésel superaría los US$ 5,80, en un contexto de inventarios por debajo del promedio reciente.
En paralelo, la reducción de exportaciones de gas natural licuado desde la región tensionó el mercado global, ampliando la brecha entre el Henry Hub y los precios en Europa y Asia. Con las terminales estadounidenses operando cerca de su capacidad máxima —alrededor de 500 MMm3/d—, la posibilidad de incrementar la oferta es limitada, lo que contribuye a sostener los precios internacionales.
En conjunto, las proyecciones delinean un mercado aún condicionado por factores geopolíticos, donde la evolución del conflicto y la reapertura plena del estrecho de Ormuz serán determinantes para la dinámica de precios, producción y comercio energético en los próximos meses.
Por casa
En Argentina, el impacto del movimiento reciente del precio internacional del crudo es dual y asimétrico entre el upstream y el downstream.
Por un lado, la caída del precio internacional tras el alto el fuego —con el Brent retrocediendo hacia la zona de US$ 90 dólares luego de haber superado ampliamente los 100 durante la crisis— tiende a recortar el ingreso extraordinario que venía captando el sector productor. Durante la escalada, el país se había beneficiado por mejores términos de intercambio, mayor ingreso de divisas y ampliación del superávit energético, impulsado por Vaca Muerta. La baja reciente, en ese sentido, implica una moderación de esos beneficios, aunque sin revertir completamente el escenario favorable si los precios se mantienen en niveles relativamente altos.
En el downstream, en cambio, la dinámica es más lenta y está mediada por decisiones regulatorias y fiscales. Los aumentos previos —con subas de hasta 10–17% en combustibles y presión acumulada en surtidores — no se trasladan automáticamente a la baja cuando cae el precio internacional. Esto responde a varios factores: atraso relativo de precios internos, carga impositiva, necesidad de recomponer márgenes de refinación y comercialización, y el uso de los combustibles como variable de administración inflacionaria.
Además, dado que el petróleo explica aproximadamente el 40% del precio final en surtidor, las variaciones internacionales impactan, pero no de manera lineal ni inmediata. En consecuencia, el descenso reciente del crudo podría aliviar la presión sobre futuros aumentos, pero difícilmente se traduzca en una baja significativa en el corto plazo.
Potencial inflación
El daño a infraestructuras energéticas y petroquímicas en zonas clave introduce un factor adicional de tensión sobre el mercado global de fertilizantes. La producción de insumos como amoníaco, urea y otros nitrogenados depende de manera directa del suministro continuo de gas natural y de complejos industriales altamente integrados; cualquier interrupción en plantas, puertos o rutas logísticas reduce de forma inmediata la oferta disponible a nivel internacional.
La normalización de la producción depende del grado de daño en las plantas. Si se trata de interrupciones operativas sin daños estructurales, la recuperación puede demorar entre 2 y 6 semanas. En cambio, cuando hay plantas dañadas —especialmente en complejos de amoníaco y urea— los tiempos de reparación y puesta en marcha suelen extenderse entre 3 y 6 meses, e incluso más si persisten restricciones logísticas o energéticas.
Argentina combina una capacidad relevante en fertilizantes nitrogenados —apoyada en el gas natural y concentrada en la producción de urea— con una dependencia estructural en fosfatados y potásicos, prácticamente inexistentes a escala local. En términos agregados, el país cubre entre el 30% y el 50% de su demanda y se configura como importador neto, expuesto a la dinámica de precios internacionales y a la logística global de insumos agrícolas.
En este contexto, un encarecimiento externo de los fertilizantes se traslada de forma directa a los costos del agro y, con rezago, a los precios de los alimentos. Dado su peso en la estructura productiva —especialmente en maíz y trigo—, subas del 20% al 60% pueden elevar los costos entre 2 y 12 puntos porcentuales y erosionar márgenes. Ese impacto se proyecta luego sobre la inflación: de manera gradual y acumulativa, podría añadir entre 0,3 y 2,5 puntos al IPC en un horizonte de varios meses, consolidando una presión persistente más que un salto puntual.
Los precios internacionales del petróleo se desploman hasta cerca de un 16% este miércoles y los mercados se recuperan, ante el alto el fuego acordado por Estados Unidos e Irán en la guerra de Medio Oriente, que incluye la reapertura del estrecho de Ormuz.
El Brent, referencia para Europa, cae durante esta jornada un 15,9%, cotizando en torno a 94 dólares por barril, mientras que el crudo West Texas Intermediate (WTI) de referencia en Estados Unidos cede un 13,8% y ronda los 95 dólares por barril.
Ambos índices de referencia habían arrancado la semana con fuertes alzas que acercaron las cotizaciones a la zona de los US$110 frente al recrudecimiento del conflicto pero con el anuncio del alto al fuego por dos semanas se revirtió el avance.
La corrección en el valor del crudo está vinculada a la tregua en la guerra de Medio Oriente y la garantización de la libre circulación por el estrecho de Ormuz. El presidente estadounidense, Donald Trump, comunicó en las últimas horas que acepta “suspender los bombardeos y ataques contra Irán durante dos semanas”.
En este contexto, los principales mercados se recuperan. El índice Euro Stoxx 50 trepa un 4,9% y en España el Ibex 35 sube un 3,9% superando los 18.100 puntos. De igual manera sucede con las bolsas de París escalando 4,5%, Fráncfort 4,7%, Milán 3,8%, y Londres 2,8%.
En el continente asiático, también se registraron alzas en los principales mercados. Tokio terminó la sesión con un avance de 5,4% y Hong Kong, de 3%. En Seúl la suba alcanzó el 6,87% y en Shanghái el ascenso llegó al 2,7%.
Asimismo, el precio del gas europeo también se desaceleró, al bajar un 14%. De esta manera, el contrato de futuros TTF holandés, considerado la referencia europea, cayó hasta los 45 euros por megavatio hora.
Las sociedades Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, representadas por el fondo Burford Capital —principal financiador del litigio—, solicitaron ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York una extensión del plazo para presentar un pedido de revisión del fallo que favoreció a Argentina en el caso por la expropiación de YPF.
Originalmente, el plazo para presentar esta solicitud vencía el viernes 10 de abril de 2026, pero los demandantes pidieron que se amplíe hasta el 8 de mayo de 2026. El objetivo es preparar una petición de “rehearing” o una revisión “en banc”, que implica la reconsideración del fallo por parte de todos los jueces de la Cámara, según explicó el abogado Sebastián Soler, exsubprocurador del Tesoro.
En el escrito presentado, los abogados manifestaron: “Los demandantes solicitan respetuosamente una extensión de 28 días del plazo para presentar una petición de reconsideración”. Además, solicitaron que la Corte resuelva este pedido con rapidez, idealmente en las próximas horas.
Entre los argumentos para pedir la prórroga, destacaron problemas de agenda del abogado principal del caso, Paul Clement. El 27 de marzo de 2026 se dejó sin efecto la sentencia de primera instancia, confirmando la posición favorable a Argentina en el litigio.
La Secretaría de Energía oficializó la reglamentación que permite la ampliación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante el régimen de Concesión de Obra Pública, en busca de atraer capitales privados para financiar al sector energético.
La medida fue formalizada a través de la Resolución 83/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial, incorporando un nuevo apartado técnico a “Los Procedimientos” que rigen el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
A partir de ahora, empresas privadas podrán construir, operar y mantener nuevas líneas de energía bajo un modelo de concesión, recuperando la inversión mediante una tarifa específica por ampliación.
La normativa se dicta en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional, que fue prorrogada hasta julio de 2026. Ante la imposibilidad del Estado de financiar las obras de infraestructura necesarias, el Ejecutivo avanzó con esta modalidad, priorizando un listado de proyectos estratégicos que serán licitados bajo el nuevo esquema.
La norma también estipuló que los pagos destinados a estas nuevas concesiones de transporte tendrán prioridad de cobro, buscando garantizar un flujo de fondos previsible para los inversores.
El nuevo reglamento asegura que los actuales concesionarios (como Transener o las distribuidoras troncales) mantengan sus derechos, pero abre la puerta a “transportistas independientes” que se hagan cargo de las nuevas expansiones.
Las obras no se financiarán con presupuesto público directo, sino que podrán ser solventadas mediante la aplicación de tarifas a los usuarios o agentes del mercado que se beneficien directamente de la mayor capacidad de transporte.
Con esta reglamentación, el Gobierno espera destrabar proyectos de alta tensión que son fundamentales para evacuar la energía generada por parques eólicos y solares, así como para mejorar la confiabilidad del suministro en las grandes ciudades durante los picos de demanda estival.
La Subsecretaría de Energía Eléctrica será la encargada de elaborar los pliegos de bases y condiciones para las próximas licitaciones, que se esperan para el segundo semestre de este año.
El encuentro ratificó que el mercado brasileño es una oportunidad de escala para los recursos de Vaca Muerta, pero a precio competitivo.
La integración energética entre la Argentina y Brasil depende de la capacidad de Vaca Muerta para ofrecer un precio competitivo y garantizar seguridad jurídica en los contratos de exportación a largo plazo. Durante un conversatorio previo al CAMBRAS Business Day 2026, evento previsto para el próximo 2 de junio, referentes del sector público y privado coincidieron en que, si bien la abundancia geológica de la cuenca neuquina es indiscutible, el éxito del intercambio requiere armonizar las regulaciones regionales y optimizar la infraestructura de transporte.
El debate se desarrolló este martes bajo la premisa «Conversatorios e Insights Sectoriales: Energía», realizado en las oficinas del estudio de abogados O’Farrell en la Ciudad de Buenos Aires, y reunió a los actores de la integración bilateral. El panel lo integraron: Igor Goulart Teixeira (Embajada de Brasil), Fernando Montera (IBP), Marisa Basualdo (TotalEnergies), Rodrigo Senne (Âmbar Energia) y Agustín Siboldi (O’Farrell), con la moderación de Gabriela Aguilar (IAPG).
Para Goulart Teixeira, diplomático de la embajada brasileña en Argentina encargado de los sectores de energía, minería y agricultura, «Brasil tiene demanda creciente de sus industrias por gas de buena calidad y que sea competitivo. En ese escenario, Bolivia tiene el desafio de mantener la productividad de sus yacimientos y la Argentina como tercera punta de este triángulo está lista para convertirse en una potencia del gas de Cono Sur y en exportador en firme para Brasil».
Para el funcionario la relación avanza a partir del trabajo de los equipos técnicos conformados tras el MOU bilateral 2024 para definir las mejores condiciones para llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil, que aseguró está próximo a dar sus primeras conclusiones. Pero a partir de entonces identificó distintos desafíos, de los cuales «el primero va a ser de naturaleza regulatoria, porque Brasil, Bolivia y la Argentina tienen su modelo, y para una integración gasífera profunda se requiere armonizar regulaciones«.
«Brasil tiene demanda creciente de sus industrias por gas de buena calidad y que sea competitivo», aseguró Goulart Teixeira.
«Otro tema importante para el balance de oferta y demanda es la cuestión de precios, y apenas estén las condiciones de mercado la tendencia es que el precio baje«, señaló el funcionario. Al respecto aseguró que «hoy está presente la necesidad de bajar los costos en las tres puntas, y así la demanda de Brasil va a ser más grande si el precio es competitivo«.
El tercer desafío que identificó es el de la infraestuctura. «Bolivia tiene el GasBol que ya presenta cierta capacidad ociosa, pero Argentina avanza con TGS con un exitoso open season de la ampliación del Perito Moreno algo que es es bueno para el sistema local, y, en consecuencia, también es bueno para la integración».
Por su parte, Montera que se desempeña como gerente de Regulaciones de Distribución y Transporte del Instituto de Petróleo de Brasil (IBP), consideró que «para la integración energética es fundamental la flexibilidad, tanto para Argentina en lo que respecta al mercado de consumo como para Brasil en cuanto a la garantía de un mayor número de proveedores. Cuantos más proveedores, mayor flexibilidad para el desarrollo del mercado del gas en el país«.
«Por parte de Brasil es importante recalcar que tenemos varios segmentos de consumidores, algunos de los cuales ya garantizan una demanda firme. Existe potencial para el desarrollo de nueva demanda, pero esto requiere una señal de precios muy específica para su crecimiento«, explicó el funcionario del IBP.
Marisa Basualdo (TotalEnergies) y Gabriela Aguilar (IAPG).
Montera detalló que la reserva de capacidad en su país busca dar previsibilidad al sistema eléctrico brasileño ante la intermitencia de las fuentes renovables. Para el directivo, la Argentina debe leer este proceso no solo como una licitación técnica, sino como la plataforma comercial donde el gas de Vaca Muerta tiene que demostrar que puede competir con el GNL importado en términos de firmeza y costo.
Desafíos y visión de la integración energética
En la charla, Marisa Basualdo, Business Legal & Compliance Manager de TotalEnergies, aportó la mirada desde la producción y la inversión necesaria en el upstream. La ejecutiva remarcó que «para que las compañías asuman el compromiso de proveer gas en firme a Brasil, necesitan un ecosistema legal que proteja las inversiones de largo plazo y garantice el libre flujo de divisas».
Basualdo explicó que la competitividad del precio argentino también depende de la carga impositiva y de la estabilidad de las reglas de juego. Según su análisis, «el potencial geológico de la cuenca neuquina es indiscutible, pero la arquitectura de los contratos internacionales debe ser lo suficientemente robusta como para que las empresas puedan ofrecer precios atractivos sin poner en riesgo su rentabilidad».
Desde la comercialización en el mercado de destino, Rodrigo Senne, de Business Development en Âmbar Energia, participó de forma virtual para describir el apetito del sector privado brasileño. Senne advirtió que «la industria brasileña compara constantemente el costo del gas boliviano, el GNL y la oferta potencial de la Argentina antes de cerrar acuerdos de suministro».
El encuentro se tituló «Conversatorios e Insights Sectoriales: Energía».
El directivo de Âmbar subrayó que la logística de transporte es el gran componente que puede encarecer el valor final del recurso de Vaca Muerta. Para Senne, «Optimizar las rutas de exportación -ya sea por la reversión del Gasoducto Norte o por el cruce en Uruguayana- es vital para que el gas llegue a Brasil con un valor que lo haga irresistible frente a otras alternativas».
Agustín Siboldi, socio de O’Farrell y anfitrión de la jornada, se enfocó en los cuellos de botella regulatorios que la Argentina debe resolver con urgencia. El abogado destacó que «la normativa de transporte debe ser ágil y transparente: «La normativa de transporte debe ser ágil y transparente, permitiendo que los cargadores privados operen con libertad y previsibilidad en los ductos que conectan ambos países».
Siboldi también puntualizó que la integración energética requiere una voluntad política que trascienda los gobiernos de turno. Para el especialista, la confiabilidad es la clave del precio: «Si la Argentina logra proyectarse como un socio confiable que respeta los contratos de exportación incluso en invierno, la prima de riesgo bajará y el precio del gas será naturalmente más competitivo para el comprador brasileño».
Gabriela Aguilar, directora del IAPG y moderadora de la jornada, sintetizó que este diálogo técnico es el primer paso para una integración real. Aguilar destacó que «la Argentina tiene la geología de su lado, pero debe trabajar arduamente en la economía y la logística para cumplir con las exigencias de un mercado brasileño que es altamente competitivo».
La jornada concluyó con la reseña de que el mercado brasileño ofrece una oportunidad de escala para los recursos de Vaca Muerta, pero bajo la advertencia de que la apertura será para quien ofrezca el menor costo. El conversatorio de CAMBRAS dejó planteada una hoja de ruta para la Argentina y la necesidad de consolidarse como un exportador que Brasil elija por precio y seguridad de suministro.
Parte de la colocación de la nueva ON se destinará al capex de la petrolera en Vaca Muerta.
YPFanunció este martes su regreso al mercado de capitales doméstico con el lanzamiento de una nueva serie de Obligaciones Negociables (ON). La operación busca captar inicialmente US$70 millones, aunque el pliego contempla la posibilidad de ampliar esta cifra hasta el monto máximo disponible según la respuesta de los inversores.
Esta operatoria será el primer testeo que tendrá 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.
El cronograma de la emisión comenzó a las 10 del martes con el anuncio oficial a la plaza financiera. El período de difusión continuará en la jornada de hoy, mientras que la licitación formal tendrá lugar el jueves hasta las 16. Esta salida al mercado cuenta con el respaldo de los colocadores Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos y Allaria, lo que garantiza una amplia llegada tanto a inversores institucionales como minoristas.
En cuanto a las especificaciones técnicas, los títulos se emitieron bajo la modalidad Hard Dollar, lo que implica que la suscripción se realizará localmente 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. Si bien la tasa final surgirá del corte de la licitación según el precio de mercado, los analistas proyectan un cupón que rondará el 6%, un nivel competitivo para el actual perfil de riesgo corporativo de la petrolera.
YPF: ¿Qué destino tendrán los fondos?
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 la gestión de deuda, mejorando el perfil de vencimientos y garantizando la liquidez para afrontar compromisos sin comprometer la caja operativa.
Esta nueva incursión profundiza el proceso iniciado en enero de este año, cuando la firma realizó una exitosa 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 8,25% anual. La reapertura de ese bono, que vence en 2034, permitió a la empresa consolidar un volumen de circulante superior a los US$1.500 millones, dotando al instrumento de una liquidez de referencia para el crédito corporativo de la Argentina en el exterior.
Aquella emisión de principios de año fue interpretada por el mercado como una señal de confianza hacia el plan estratégico de la compañía, logrando atraer a fondos de inversión globales en un momento de reconfiguración de la curva de rendimientos. Los recursos de esa ampliación fueron asignados prioritariamente a la infraestructura de transporte de hidrocarburos.
Durante febrero, YPF concretó otra salida al mercado local que le permitió recolectar u$s 131 millones. En esa ocasión, la licitación se estructuró para absorber el excedente de divisas en la plaza doméstica, ofreciendo una tasa cercana al 7%. El instrumento, también en dólares, sirvió como un puente de liquidez en un mes caracterizado por una alta volatilidad y demandas estacionales de divisas del sector corporativo.
El objetivo de la colocación de febrero -se explicó por entonces en el mercado- fue despejar el horizonte de compromisos inmediatos, financiando el pago de las ON Clase XXV que vencían en dicho periodo. De esta manera, YPF mantiene una presencia constante en el mercado financiero en el arranque de 2026, alternando entre la captación de grandes volúmenes en el exterior y el aprovechamiento de la liquidez local, una estrategia de diversificación que le otorga la flexibilidad.
Vaca Muerta está entrando en un momento que no se parece a nada de lo que vimos en los últimos diez años.
No se trata de un número aislado ni de un cálculo optimista: la proyección de USD 130.000 millones en cinco años surge de datos oficiales, planes de inversión ya anunciados y obras de infraestructura que están en ejecución. Es la primera vez que todos los actores —Estado, operadoras, consultoras y organismos internacionales— coinciden en un mismo diagnóstico: el shale neuquino dejó de ser una promesa y empezó a funcionar como un sistema económico completo.
El corazón de esa cifra está en el upstream, donde las operadoras prevén alrededor de USD 70.000 millones para sostener el ritmo de perforación y completación que hoy permite producir más de 400.000 barriles diarios. La productividad alcanzada en Neuquén no es casual: es el resultado de diez años de aprendizaje, de una curva técnica que ya compite con los mejores plays de Estados Unidos y de una infraestructura que empieza a acompañar la escala.
El segundo bloque de inversión —unos USD 25.000 millones— corresponde al midstream, el punto donde Argentina siempre se quedó corta. Hoy, en cambio, hay obras concretas: la ampliación de Oldelval, nuevos oleoductos hacia Chile, etapas futuras del Gasoducto Néstor Kirchner y proyectos regionales que permitirán evacuar más gas. Sin esa infraestructura, el crecimiento se frena; con ella, la producción encuentra salida y las exportaciones se vuelven estructurales.
.
El tercer componente es el GNL, con otros USD 25.000 millones asociados al proyecto YPF–Petronas. No es un anuncio más: es la llave para que Argentina deje de depender del mercado interno y pueda vender gas al mundo con contratos de largo plazo. El gasoducto dedicado, la planta de licuefacción y las terminales portuarias forman parte de un mismo paquete que ya está en los planes estratégicos de la compañía.
El resto —unos USD 10.000 millones— corresponde a logística, servicios, caminos, energía y agua industrial. Es la parte menos visible, pero la que sostiene la vida cotidiana de la industria: sin rutas, sin energía, sin bases operativas, no hay shale que funcione.
Lo que está en juego no es solo un volumen de inversión. Es la posibilidad de que Argentina consolide un nuevo ciclo exportador, con petróleo, gas y GNL como motores de divisas, empleo y desarrollo territorial. Neuquén ya lo entendió y ordenó su agenda en función de esa escala. Nación también lo sabe: sin reglas estables y sin infraestructura, el potencial se diluye; con previsibilidad y obras, Vaca Muerta puede duplicar su producción y convertirse en un actor relevante en el mercado energético global.
La discusión ya no es si Vaca Muerta puede hacerlo. La discusión es si el país está dispuesto a acompañar el ritmo que la formación está marcando.
Argentina y Brasil dieron un paso político y técnico para consolidar una sociedad energética de largo plazo basada en el gas de Vaca Muerta.
El eje del entendimiento es la creación de un fondo de garantía que permita asegurar contratos firmes, reducir el riesgo financiero y viabilizar inversiones en infraestructura para exportación de GNL. La señal es clara: Brasil busca gas estable y competitivo; Argentina necesita demanda asegurada para escalar producción y financiar obras estratégicas.
Brasil enfrenta una demanda anual de gas que supera los 50 millones de m³/día, con picos industriales que requieren volúmenes firmes. Su producción doméstica no cubre esa necesidad y la dependencia del GNL spot lo expone a precios que en 2022 llegaron a superar los US$ 40 por millón de BTU. El gas argentino, incluso con transporte y licuefacción, puede ubicarse en una banda de US$ 8 a 12, lo que representa un ahorro estructural para la industria brasileña y una reducción de su vulnerabilidad ante la volatilidad internacional.
Para Argentina, el beneficio es igual de concreto. Vaca Muerta tiene capacidad para producir más de 200 millones de m³/día, pero la infraestructura actual solo permite evacuar una parte. Para justificar nuevas etapas del gasoducto troncal y la planta de GNL, se necesitan contratos de largo plazo y compradores ancla. Brasil puede absorber entre 10 y 20 millones de m³/día de manera sostenida, suficiente para respaldar financiamiento internacional y acelerar inversiones en midstream.
El fondo de garantía bilateral apunta justamente a eso: asegurar pagos, reducir riesgo para inversores y dar previsibilidad a proyectos que requieren desembolsos de miles de millones de dólares. Para el GNL argentino —con YPF como actor central— esto significa viabilidad financiera y comercial. Para Brasil, significa acceso estable a un recurso estratégico a precios competitivos.
.
El impacto sobre Vaca Muerta es directo. Más producción, más infraestructura, más empleo y más proveedores. El gas deja de ser un recurso abundante pero subutilizado y pasa a convertirse en un activo exportable con destino asegurado. La integración energética con Brasil también reposiciona a Argentina en el mapa geopolítico regional, con capacidad de influir en la seguridad energética del mayor mercado sudamericano.
Si el acuerdo avanza, el GNL puede transformarse en una plataforma de desarrollo para la macro y para las provincias productoras. Con demanda firme, financiamiento y contratos previsibles, Vaca Muerta podría consolidar una nueva etapa de expansión, con más infraestructura, más actividad y más encadenamientos territoriales. La apuesta es que la alianza con Brasil no sea solo un entendimiento diplomático, sino un motor real para convertir al gas argentino en un jugador global.
El movimiento empresario que protagonizan José Luis Manzano y sus socios suizos tomó una dimensión más amplia en las últimas horas.
A la expansión anunciada en el flanco oriental de Vaca Muerta —un megaproyecto de USD 6.000 millones impulsado por Phoenix Global Resources y Mercuria— ahora se suma el interés por ingresar en el negocio local de Shell, operado por Raízen. Ambas operaciones forman parte de una misma estrategia: construir un bloque energético integrado que abarque producción, infraestructura, refinación y comercialización.
El proyecto presentado ayer en Runrún Energético detalla la apuesta por ampliar la frontera productiva de Vaca Muerta, con inversiones en perforación, midstream y logística para sostener un crecimiento de largo plazo. La participación de Mercuria aporta financiamiento global, capacidad de trading y acceso a mercados internacionales, mientras que Phoenix concentra su operación en el desarrollo del shale neuquino. Ese plan territorial implica más infraestructura, más capacidad de transporte y una mayor presencia en zonas que buscan diversificar su matriz productiva.
La novedad de hoy agrega la otra mitad del tablero. El grupo Manzano–Mercuria está en conversaciones para ingresar al negocio downstream de Shell en Argentina, que incluye estaciones de servicio, plantas logísticas y la refinería de Dock Sud. Se trata de activos premium en un mercado altamente competitivo, donde la marca Shell mantiene uno de los tickets promedio más altos del país. Para el holding suizo-argentino, el movimiento representa la posibilidad de cerrar la cadena de valor: del pozo al surtidor.
.
La integración vertical es el eje que conecta ambas operaciones. Con presencia en upstream, midstream, energía eléctrica y minería, el desembarco en combustibles completa un esquema que permite capturar márgenes en todas las etapas del negocio. Para Mercuria, uno de los mayores traders globales, la sinergia con logística y refinación local potencia su capacidad de arbitraje y abastecimiento. Para Manzano, consolida su posición como uno de los actores más influyentes del sector energético argentino.
El mercado observa estos movimientos como señales de una reconfiguración profunda. Shell reorganiza su portafolio global, Raízen evalúa alternativas en un contexto de transición energética y los grupos con espalda financiera buscan posicionarse antes del próximo ciclo de inversiones. En paralelo, Vaca Muerta avanza hacia una etapa de mayor escala, que exige infraestructura, mercados externos y jugadores capaces de integrar producción con comercialización.
Si ambas operaciones se concretan, el bloque Phoenix–Mercuria–Manzano quedará posicionado como uno de los conglomerados energéticos más relevantes del país, con presencia simultánea en shale, transporte, refinación y venta minorista. Un movimiento que no solo cambia el mapa empresario, sino que anticipa cómo se reorganizará el sector en los próximos años, en un escenario donde la integración será clave para competir en un mercado cada vez más exigente.
La Ley de Glaciares obtuvo dictamen en comisión y quedó lista para ser tratada en la Cámara de Diputados, reactivando una discusión central para las provincias cordilleranas y para los proyectos de cobre, oro, plata y litio ubicados en alta montaña.
El avance legislativo vuelve a poner en primer plano el equilibrio entre protección ambiental, seguridad jurídica y desarrollo productivo en territorios donde la minería es una de las principales fuentes de inversión y empleo.
El dictamen apunta a precisar definiciones técnicas sobre ambiente periglacial y a actualizar criterios del inventario de glaciares, una herramienta que determina qué zonas quedan excluidas de actividades extractivas. Las provincias mineras sostienen que la ley vigente genera superposiciones y áreas de incertidumbre que afectan exploraciones y proyectos en marcha. Organizaciones ambientales, en cambio, reclaman mantener el estándar de protección actual y evitar cualquier flexibilización.
El debate involucra a gobernadores, legisladores de la cordillera, organismos científicos como el IANIGLA y cámaras empresarias que advierten que la falta de claridad regulatoria frena inversiones estratégicas. En provincias como San Juan, Catamarca, Santa Cruz y Jujuy, la minería de alta montaña representa exportaciones, regalías, infraestructura y empleo local. La discusión legislativa impacta directamente en la planificación de nuevos proyectos y en la continuidad de operaciones existentes.
.
El fondo de la discusión es político y territorial. Las provincias buscan reglas claras que permitan avanzar con proyectos de cobre y oro en zonas donde la geología y el clima exigen precisión técnica. El Gobierno nacional intenta equilibrar protección ambiental con desarrollo económico, en un contexto en el que Argentina compite con Chile y Perú por inversiones globales en minerales críticos.
Si la ley logra un marco más claro y previsible, las provincias cordilleranas podrían consolidar una nueva etapa de inversiones en alta montaña, con más empleo, más infraestructura y más encadenamientos productivos. El desafío es construir una regulación que proteja los glaciares y, al mismo tiempo, permita que la minería siga siendo un motor de desarrollo para las economías regionales.
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. 
Terra Ignis Energía S.A. y Velitec S.A. firman acuerdo para impulsar Lago Fuego, Los Chorrillos y TDF. Nuevo impulso para el crecimiento energético de Tierra del Fuego 
