La Rioja inició el proceso político y técnico para evaluar su adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), un giro relevante para una provincia que hasta ahora había mantenido distancia del esquema.
El movimiento responde a una presión concreta: las provincias cordilleranas que ya avanzaron con la adhesión están capturando el interés de las empresas de cobre, litio y tierras raras, mientras que La Rioja corre el riesgo de quedar fuera del radar de capitales internacionales.
El RIGI ofrece estabilidad fiscal por 30 años, amortización acelerada, beneficios aduaneros y un esquema de disponibilidad de divisas que resulta determinante para proyectos de más de USD 200 millones. Para una provincia con infraestructura limitada y proyectos en etapa temprana, el régimen puede marcar la diferencia entre atraer inversiones o seguir relegada frente a San Juan, Catamarca, Salta y Jujuy, que ya compiten con marcos más previsibles.
La Rioja tiene en carpeta exploraciones de cobre, litio y tierras raras que requieren financiamiento intensivo, caminos mineros, energía y agua industrial. Sin un marco estable, esos proyectos no avanzan. Con el RIGI, la provincia podría mejorar su competitividad y acelerar la llegada de empresas interesadas en minerales críticos, un segmento donde Argentina compite directamente con Chile y Perú.
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El análisis también involucra a las empresas estatales riojanas y a la relación con Nación, que impulsa el régimen como herramienta para atraer inversiones de largo plazo. La adhesión permitiría ordenar la agenda minera provincial y enviar una señal de previsibilidad en un contexto global donde los proyectos de cobre y litio se deciden comparando marcos regulatorios.
Si La Rioja finalmente se suma al RIGI, podría reposicionarse en el mapa minero nacional y abrir una nueva etapa para su cartera de proyectos. El desafío será equilibrar protección ambiental, participación provincial y competitividad, en un momento en que las inversiones globales se orientan hacia jurisdicciones con reglas claras y estabilidad a largo plazo.
Neuquén se prepara para recibir un simposio internacional que reunirá a especialistas, operadoras, empresas de servicios, universidades y organismos públicos para debatir la agenda estratégica de Vaca Muerta.
El encuentro posiciona a la provincia como centro técnico del shale en la región y como anfitriona de un espacio donde se discutirán productividad, infraestructura, exportaciones y desarrollo territorial.
El Gobierno neuquino impulsa el evento como una señal de apertura global y como una plataforma para mostrar la madurez operativa alcanzada por Vaca Muerta. La presencia de referentes internacionales permitirá comparar experiencias, evaluar tecnologías de perforación y completación, y analizar los desafíos de la próxima etapa: más infraestructura, más eficiencia y más capacidad de exportación.
El simposio también funcionará como vidriera para proyectos de inversión en midstream, ampliación de gasoductos, oleoductos de exportación y logística. Las operadoras y empresas de servicios tendrán un espacio para presentar innovaciones, mientras que el sector público buscará alinear la agenda regulatoria con las necesidades de escala que exige el shale.
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La participación de universidades y centros tecnológicos apunta a fortalecer la formación local y a consolidar un ecosistema de conocimiento que acompañe el crecimiento de la industria. El objetivo es que Neuquén no solo produzca más, sino que también genere capacidades propias en ingeniería, datos, geociencia y tecnología aplicada.
Con este simposio, la provincia busca consolidar su liderazgo energético y atraer capital internacional en un momento en que Vaca Muerta necesita más infraestructura y mercados externos. El encuentro refuerza la idea de que el desarrollo del shale no depende solo de la producción, sino de una articulación inteligente entre Estado, empresas, academia y territorio.
Vaca Muerta está atravesando un punto de inflexión: por primera vez, la infraestructura empieza a alinearse con el ritmo de producción.
No es un detalle técnico, es el factor que determina si Argentina podrá sostener un ciclo exportador o si volverá a chocar contra sus propios límites. Las obras avanzan, pero cada una tiene un peso político y económico que explica por qué el sector privado habla de “salto exportador” y por qué Neuquén ordena su agenda alrededor de estos proyectos.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur, dentro del proyecto Duplicar de Oldelval, es la pieza más inmediata. Aumenta más del 50% la capacidad de transporte hacia Bahía Blanca y permite que el crecimiento del shale oil no quede atrapado en Neuquén. Es una obra que ya cambió la conversación: sin ella, las exportaciones no podrían sostener el ritmo actual; con ella, el país empieza a jugar en otra liga.
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El Gasoducto Néstor Kirchner marca el pulso del gas. La Etapa 1 ya está operativa y liberó volúmenes que antes se perdían en importaciones. La Etapa 2, todavía pendiente de definición política y financiera, es la que habilita el verdadero salto: más gas para exportar a Chile y Brasil, más capacidad para contratos firmes y, sobre todo, la base para el proyecto de GNL. Sin esa ampliación, el gas queda limitado al mercado interno; con ella, se abre un negocio de escala internacional.
El gasoducto dedicado al GNL, asociado al proyecto YPF–Petronas, es la obra estratégica de la próxima década. No es solo un caño: es la infraestructura que conecta Vaca Muerta con un mercado global que paga precios completamente distintos a los del Cono Sur. La planta de licuefacción, las terminales portuarias y la ingeniería en marcha muestran que el proyecto dejó de ser un concepto y empezó a tomar forma.
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A esto se suman los oleoductos hacia Chile, que reabren la salida por el Pacífico y diversifican rutas de exportación, y toda la infraestructura complementaria que sostiene la vida operativa del shale: rutas, energía eléctrica, agua industrial, plantas de tratamiento, bases logísticas y ampliaciones en Añelo. Son obras que no aparecen en los titulares, pero sin ellas la actividad no se sostiene.
El mapa es claro: la infraestructura dejó de ser un cuello de botella y empezó a convertirse en el habilitador del próximo ciclo. Cada obra que avanza libera producción, ordena expectativas y acerca a Argentina a un escenario donde el petróleo, el gas y el GNL pueden convertirse en motores estables de divisas. El desafío ahora es sostener el ritmo: la producción ya está lista para exportar más; la infraestructura tiene que acompañar esa velocidad.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, afirmó que Cutral Co y Plaza Huincul podrán integrarse al proyecto de GNL que impulsa la provincia.
El mensaje apunta a recuperar el peso histórico de la comarca petrolera, que durante décadas fue el centro operativo de la Cuenca Neuquina antes del ascenso de Añelo y el shale.
Plaza Huincul fue el lugar donde YPF descubrió petróleo en 1918 y, junto a Cutral Co, conformó el primer polo energético neuquino. Allí se instalaron talleres, bases operativas, logística y servicios que sostuvieron la actividad durante gran parte del siglo XX. Ese entramado industrial y laboral sigue presente, aunque perdió protagonismo con la reconfiguración territorial que trajo Vaca Muerta.
Figueroa planteó que el GNL debe generar empleo, infraestructura y actividad en todas las localidades vinculadas al gas neuquino. La integración de la comarca se daría a través de servicios industriales, logística, metalmecánica y proveedores que ya operan en la zona. La base instalada permite una adaptación rápida a las necesidades del proyecto sin requerir grandes inversiones iniciales.
El gobernador insistió en que Neuquén no puede limitarse a ser proveedora de moléculas. La provincia busca capturar más valor en la cadena del gas, desde la producción hasta los servicios asociados. En ese esquema, Cutral Co y Plaza Huincul pueden funcionar como nodos logísticos y operativos del corredor industrial que une la capital provincial con la comarca.
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El proyecto de GNL se apoya en tres pilares: asegurar volúmenes firmes desde Vaca Muerta, desarrollar la infraestructura de transporte hacia la costa y construir la planta de licuefacción para exportación. Neuquén quiere que ese proceso deje inversión, empleo y encadenamientos dentro de su territorio, y no solo en los puntos finales del proyecto.
La incorporación de la comarca permitiría distribuir mejor los beneficios del GNL y reactivar una zona que fue el corazón energético de la provincia durante décadas. Si la estrategia avanza, Cutral Co y Plaza Huincul podrán reposicionarse en la nueva etapa del gas neuquino, con más actividad, más proveedores locales y más oportunidades para su entramado productivo. El desafío es que el GNL funcione como motor territorial y no como un desarrollo aislado, integrando a las ciudades que construyeron la historia energética de Neuquén.
Terra Ignis Energía S.A., la empresa estatal de Tierra del Fuego, firmó un acuerdo con Velitec S.A. para garantizar la continuidad operativa de las áreas hidrocarburíferas Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego.
El convenio permitirá sostener la producción mientras avanza la conformación de la Unión Transitoria de Empresas que administrará el desarrollo de los yacimientos.
La firma del acuerdo reunió a las autoridades de Terra Ignis, encabezadas por su presidente Maximiliano D’Alessio, junto al vicepresidente Pablo Carreras Meyer, la gerenta institucional Verónica Tito y el equipo técnico de la empresa. Desde Tierra del Fuego participaron la ministra de Energía, Gabriela Castillo, y la secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderrama, lo que reforzó el carácter institucional del proceso.
El entendimiento se apoya en la convocatoria pública lanzada en enero de 2026 para seleccionar socios estratégicos con solvencia financiera y experiencia en la industria. Diez compañías participaron del proceso y Velitec fue elegida tras un análisis técnico y económico que priorizó la capacidad de operar yacimientos maduros sin interrupciones.
Terra Ignis asumió la operación de las áreas a comienzos de año, en un contexto de declino natural y varios años de desinversión. La prioridad fue garantizar la continuidad productiva, preservar el empleo y evitar una caída adicional en los volúmenes de petróleo y gas. Según la gerenta institucional, Verónica Tito, la recuperación de los activos requerirá mantenimiento intensivo, inversión progresiva y un plan de trabajo orientado a revertir el declino.
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Velitec llega con una década de trayectoria en operaciones en Neuquén, Chubut y Salta, y con sede central en Córdoba. Su presidente, Facundo Aráoz, destacó que la primera etapa será relevar información crítica, reordenar la operación y diseñar un plan de recuperación adaptado al potencial remanente de los yacimientos fueguinos. La empresa se especializa en activos maduros, donde la gestión de datos, la integridad de instalaciones y la eficiencia operativa son determinantes.
El acuerdo consolida un modelo mixto en el que la empresa estatal mantiene la conducción estratégica y la titularidad de los recursos, mientras un operador privado aporta capacidad técnica y músculo operativo. El inicio inmediato del traspaso busca evitar cualquier interrupción en la producción y asegurar previsibilidad para la provincia.
Si el plan de recuperación logra estabilizar los yacimientos y atraer nuevas inversiones, Tierra del Fuego podrá fortalecer regalías, empleo calificado y encadenamientos productivos. La alianza entre Terra Ignis y Velitec se proyecta como una plataforma para reposicionar a la provincia en la Cuenca Austral y como un modelo replicable para la gestión de yacimientos maduros con visión de largo plazo.
La Universidad Rusa de la Amistad de los Pueblos (RUDN), con sede en Moscú, logró estabilizar la combustión de aceite de colza en motores diésel convencionales.
El equipo optimizó la geometría de inyección y mejoró la atomización del combustible, resolviendo los problemas de viscosidad y encendido que históricamente limitaron el uso de aceites vegetales crudos.
Los ensayos mostraron reducciones de NOx y monóxido de carbono frente al gasoil fósil. La eficiencia térmica se mantuvo estable y el arranque en frío mejoró de forma significativa. El ajuste de presión, válvulas y tiempos de inyección permitió compensar la densidad del aceite y lograr una combustión más limpia.
Para Argentina, el avance tiene impacto directo. El país mantiene una flota diésel dominante en transporte, agro y logística. La producción de biodiésel supera los 3,5 millones de toneladas anuales, mientras que el gasoil continúa siendo uno de los combustibles más importados. La colza, además, avanza en rotaciones agrícolas en Buenos Aires, Entre Ríos y Santa Fe, con resultados estables en suelos de alta productividad.
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El uso directo de aceites vegetales podría complementar la transición hacia la electromovilidad. Los biocombustibles avanzados permiten reducir emisiones en flotas existentes, mientras que la electrificación avanza a ritmos distintos según infraestructura y matriz eléctrica. La posibilidad de sustituir parte del gasoil importado y aprovechar cultivos locales crea una alternativa inmediata para el transporte pesado.
El desafío será integrar normas, certificaciones y estándares que permitan escalar la tecnología sin afectar la sostenibilidad del uso del suelo. Si Argentina articula industria, ciencia y territorio, los combustibles alternativos pueden convertirse en un puente realista hacia una movilidad más limpia, sin esperar décadas para renovar toda la flota.
La iniciativa de Córdoba contempla tres desarrollos que totalizan 100 MW de potencia y hasta 500 MWh de capacidad de almacenamiento, con potencial de ser presentados en la convocatoria que culminará entre mayo y junio del presente año y que tendrá a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA como offtaker.
En este sentido, se contemplan tres desarrollos que responden a necesidades operativas específicas de la red eléctrica cordobesa, a fin de lograr mayor confiabilidad del sistema y capacidad de respuesta ante variaciones en la demanda.
BESS Villa María, con 30 MW de potencia y 150 MWh de almacenamiento, conectado a una red de 13,2 kV en el departamento General San Martín.
BESS Isla Verde, de 40 MW y 200 MWh, sobre una red de 33 kV en el departamento Marcos Juárez, constituyendo el de mayor capacidad dentro de la convocatoria.
BESS Bialet Massé por 30 MW y 150 MWh, en una estación transformadora de 13,2 kV en el departamento de Punilla.
En todos los casos, se establece como requisito técnico que los sistemas dispongan de una energía inicial equivalente a cinco horas, con el objetivo de garantizar al menos cuatro horas de descarga efectiva al final de los 15 años de operación.
Las empresas interesadas en participar tendrán hasta el 23 de abril para presentar sus propuestas ante EPEC, aunque el período de consultas se extiende hasta el 15 de abril.
Mientras que en cuanto a los tiempos del proceso nacional, la presentación de ofertas técnicas (proyectos de 10 a 150 MW de potencia) está prevista para el 8 de mayo, la apertura de propuestas económicas para el 5 de junio, con adjudicación el 19 de junio y firma de contratos desde el 25 de junio de 2026.
Modelo contractual, requisitos y cronograma
La implementación de los proyectos se realizará bajo el esquema de Construcción, Administración y Transferencia (BMT), mediante el cual el adjudicatario asumirá el desarrollo integral de cada iniciativa.
Esto incluye diseño, ingeniería, equipamiento, construcción, puesta en marcha y operación, asegurando el cumplimiento de estándares técnicos y regulatorios.
El contrato tendrá una duración total de 20 años, con una primera etapa de 15 años vinculada a las condiciones del programa AlmaSADI, seguida por un período adicional de 5 años previo a la transferencia de los activos a EPEC.
La convocatoria provincial está dirigida a empresas que estén habilitadas como Agentes Generadores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM); o bien hayan sido adjudicadas en la licitación AlmaGBA (adjudicó 713 MW), lo que restringe el llamado a players del sector con experiencia comprobada.
En este contexto, los proyectos que resulten de interés podrán ser considerados por EPEC en presentaciones ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA, con el objetivo de acceder a contratos en el marco de la convocatoria AlmaSADI.
Aunque cabe aclarar que la presentación de propuestas ante EPEC no genera obligación de adjudicación ni compromiso de contratación, ni garantiza su inclusión en instancias nacionales, dejando abierta la selección en función del interés estratégico de la empresa.
España inicia 2026 con un fuerte impulso en nueva capacidad renovable, alcanzando los 650 MW instalados durante el primer trimestre, en un contexto donde la generación limpia no solo gana participación estructural sino que también marca hitos mensuales. En marzo, las renovables representaron el 63,1% del total del mix eléctrico, consolidando un sistema cada vez más descarbonizado, según datos de Red Eléctrica de España.
Esta evolución se da en un contexto donde la generación renovable ya venía ganando terreno desde el inicio del año, pasando de representar el 56,4% en enero al 64,3% en febrero, hasta alcanzar el 63,1% en marzo. En contrapartida, la participación de las tecnologías no renovables retrocede del 43,6% en enero al 36,9% en marzo, evidenciando un desplazamiento sostenido dentro del mix eléctrico. En ese escenario, la matriz energética continúa reconfigurándose con mayor protagonismo renovable y menor dependencia de fuentes convencionales.
En términos de tecnologías, la energía eólica se mantiene como principal fuente de generación con un 22,4% del total, seguida por la hidráulica con un 19,1% y la solar fotovoltaica con un 18,5%, reflejando un equilibrio cada vez más competitivo entre tecnologías maduras y en expansión.
Del total de nueva capacidad incorporada en el trimestre, la solar fotovoltaica concentra el mayor volumen, con proyectos que continúan desplegándose a gran escala en regiones estratégicas. Castilla-La Mancha lidera este crecimiento con 360,5 MW instalados, seguida por Castilla y León, que suma 168,3 MW adicionales, alcanzando un total acumulado de 5,9 GW.
A menor escala, otras comunidades también aportan al crecimiento del parque solar: la Comunidad Valenciana incorpora 26,1 MW, Madrid añade 12,2 MW y Murcia suma 10,2 MW, mientras que el resto de regiones registra incrementos más moderados. Este patrón evidencia una alta concentración territorial del desarrollo fotovoltaico, impulsado por disponibilidad de recurso, suelo y acceso a red.
En este contexto, la capacidad instalada continúa escalando a nivel sistema, con la eólica alcanzando los 33.346,6 MW y la solar fotovoltaica los 51.506,5 MW, consolidándose ambas como pilares centrales de la matriz energética española.
En contraste, la energía eólica presenta una expansión más acotada en el período, con apenas 38 MW instalados, todos ellos localizados en Andalucía. Por su parte, la fotovoltaica apenas suma 1,5 MW en marzo, lo que sugiere una desaceleración puntual en el ritmo de conexión mensual pese al fuerte desempeño trimestral.
Este avance se produce en paralelo a una contracción de la demanda eléctrica del -1,8% interanual en marzo, lo que refuerza el peso relativo de las tecnologías limpias en la cobertura del consumo. En ese escenario, la matriz energética continúa reconfigurándose con mayor protagonismo renovable y menor dependencia de fuentes convencionales.
Demanda, red y señales de alerta para el sector
Este inicio de año se apoya sobre una base sólida: España incorporó cerca de 8 GW renovables a lo largo de 2025.En ese contexto, los 650 MW del primer trimestre de 2026 reflejan una continuidad en la expansión, aunque con señales de mayor selectividad en el despliegue tecnológico y territorial.
Sin embargo, el desarrollo de nuevas infraestructuras eléctricas se posiciona como uno de los principales cuellos de botella del sistema. La actualización de los mapas de capacidad de la red de distribución evidencia que el 83,4% de los nudos se encuentran saturados, limitando la incorporación de nuevos proyectos renovables y también el acceso de grandes consumidores eléctricos.
Este escenario no solo condiciona la oferta, sino también la evolución de la demanda. En paralelo a la caída del consumo registrada en marzo, el mercado comienza a mirar con atención los mecanismos de activación de nueva carga, donde destacan los concursos de demanda como herramienta clave para reequilibrar el sistema. Actualmente, se identifican alrededor de 75 nudos susceptibles de convocatoria, tras la reciente adjudicación de 928 MW, lo que abre un nuevo capítulo en la planificación energética.
En definitiva, el arranque de 2026 confirma el avance renovable en España, pero también deja en evidencia los desafíos estructurales de red y demanda. La elevada penetración de generación limpia convive con restricciones de acceso y la necesidad de activar consumo, configurando un escenario donde la expansión futura dependerá tanto de la infraestructura como de la capacidad del sistema para absorber nueva energía.
El consejo de administración de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) ha abierto una consulta pública para recibir aportaciones de la sociedad sobre el borrador de las bases de la subasta de transmisión nº 4/2026.
La subasta incluye proyectos con inversiones proyectadas de alrededor de R$ 11300 millones y tiene como objetivo ampliar y fortalecer la red básica del Sistema Nacional Interconectado (SIN).
La subasta abarca la instalación de 2.069 km de nuevas líneas de transmisión y subestaciones, además de 13564 MVA de capacidad de transformación, incluyendo equipos esenciales para aumentar la fiabilidad y la estabilidad del sistema eléctrico.
Según estimaciones de la Agencia, la ejecución de los proyectos generará aproximadamente 28.900 empleos directos e indirectos durante el período de construcción. Los plazos de finalización de los proyectos oscilan entre 36 y 60 meses a partir de la firma de los contratos de concesión.
Los proyectos involucrados en el proceso de licitación están distribuidos en siete estados: Bahía (BA), Goiás (GO), Mato Grosso do Sul (MS), Paraíba (PB), Paraná (PR), Rondônia (RO) y São Paulo (SP), contribuyendo al fortalecimiento de la infraestructura de transmisión en diferentes regiones del país.
Las aportaciones recibidas durante la consulta pública serán analizadas por ANEEL y podrán servir de base para realizar ajustes a la versión final de la licitación, que posteriormente se someterá a la consideración del consejo de la Agencia y, a continuación, se remitirá al Tribunal Federal de Cuentas (TCU) para su análisis.
La Consulta Pública N.º 006/2026 estará abierta para recibir aportaciones entre el 9 de abril y el 25 de mayo de 2026, por correo electrónico a la dirección cp006_2026@aneel.gov.br.
El borrador de la convocatoria y demás información relativa a la consulta se publicarán en la sección correspondiente a la Consulta Pública N.º 006/2026.
Presentación completa de ANEEL sobre la subasta de transmisión nº 4/2026
Días atrás, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica adjudicó la primera subasta de transmisión de 2026 con resultados contundentes para el sector eléctrico, al otorgar los cinco lotes licitados y consolidar a CYMI Brasil, ENGIE y Enind Engenharia como los principales ganadores del proceso.
La iniciativa movilizó R$ 3300 millones en inversiones, abarcó 11 estados y reforzó la expansión de la red eléctrica nacional.
El proceso también se destacó por su impacto económico y eficiencia tarifaria, ya que los valores de Ingresos Anuales Permitidos (RAP) adjudicados registraron un descuento promedio del 50,69% respecto al máximo establecido, lo que se traduce en un ahorro estimado de R$ 7.600 millones para los consumidores a lo largo de los contratos.
La licitación incluyó la construcción de 798 kilómetros de líneas de transmisión, la ampliación de 2150 MVA de capacidad y la incorporación de 1290 MVAR en compensación reactiva, además de prever la generación de casi 8500 empleos directos durante la fase de implementación.
Los proyectos se distribuyen en Bahía, Ceará, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraná, Río de Janeiro, Rio Grande do Norte, Sergipe, Santa Catarina y São Paulo, con plazos de ejecución que oscilaron entre 42 y 60 meses, dependiendo de la complejidad de cada obra.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) de Perú informó que, en el segundo trimestre del año, a través de la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Proinversión), se realizará la licitación de 8 proyectos de transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), por un monto de inversión superior a los USD 675 millones.
Este portafolio de proyectos forma parte de los Planes de Transmisión 2025 – 2034, que se ejecutarán en diversas regiones del país, y tiene como objetivo fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico, mejorar la calidad del servicio y garantizar el abastecimiento oportuno de energía en beneficio de miles de peruanos.
La ejecución de obras permitirá ampliar la capacidad de transporte de electricidad, reducir riesgos de congestión en las redes y acompañar el crecimiento de la demanda energética en zonas estratégicas del país, contribuyendo al desarrollo económico y social de las regiones.
Los proyectos han sido organizados en dos grupos: el primero comprende obras en las regiones de Piura, Lambayeque, Junín, Ayacucho y Cusco:
Enlace 500 kV Miguel Grau – Pariñas y SE Pariñas 500/220 kV, ampliaciones y subestaciones asociadas;
Enlaces 220 kV Felam – Tierras Nuevas – Salitral, ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC);
Nueva SE Palián 220/60 kV y enlaces en 220 kV y 60 kV asociadas (Proyecto ITC);
Enlace 220 kV Tintaya Nueva – Nueva San Gabán, ampliaciones y subestaciones asociadas;
Enlace 220 kV Nueva San Gabán – Puerto Maldonado, ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC);
Enlace 138 kV San Román – Yocara – Maravilla (Juliaca), ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC).
El MINEM reafirma su política de impulsar una infraestructura energética moderna y sostenible, que garantice el acceso a un servicio eléctrico continuo y de calidad para todos los peruanos, promoviendo la competitividad y el desarrollo de las regiones.
Huawei y Wattkraft, Value Added Partner de la multinacional para la distribución de sus productos FusionSolar en España, han presentado los nuevos productos que se suman al portfolio de Huawei FusionSolar en 2026, durante un Roadshow especial celebrado en el Club de Golf Retamares (Madrid).
Al encuentro también han asistido Sumsol y Saclima, compañías instaladoras partners de Wattkraft, y numerosos clientes y actores del sector en el país.
Entre las principales novedades presentadas se encuentra la batería LUNA2000-241-2S1, una de las principales novedades de Huawei para el segmento C&I, con una propuesta que combina más capacidad, más densidad energética y una evolución clara de su oferta de almacenamiento para entornos industriales y comerciales.
Con 241 kWh, esta nueva iteración de la solución tipo ‘cabinet’ amplía la gama de la compañía y refuerza su apuesta por aplicaciones de backup, microgrid y gestión energética detrás del contador.
Más allá de la capacidad, uno de los aspectos más destacados de esta nueva batería es su apuesta por la eficiencia y el rendimiento operativo. La mejora en la densidad de celda, junto con avances en refrigeración y optimización, busca ofrecer una solución más competitiva para proyectos en los que el coste total de propiedad es ya una variable decisiva.
A ello se suma la gran apuesta por la seguridad y la fiabilidad de operación, un aspecto clave en este tipo de instalaciones y una de las señas de identidad de Huawei. En este sentido, la batería incorpora un doble sistema de refrigeración, por aire y líquido, concebido para favorecer un funcionamiento más robusto y estable en aplicaciones energéticas exigentes, un menor consumo de energía y para alargar la vida del equipo.
Además, la batería se articula sobre una arquitectura C2C Dual-link Safety, con protección eléctrica y térmica desde la celda hasta la aplicación, detección de más de 13 tipos de fallos, protección multinivel frente a sobrecorrientes y cortocircuitos, apagado rápido en 5 ms y medidas específicas como barrera de oxígeno a nivel de pack, escape dirigido de gases, venteo superior antiexplosión y sistema de aerosol contra incendios.
Nuevos inversores adaptados a las necesidades del mercado
En la gama de inversores SUN2000-30/40/50K-MC0, Huawei impulsa una nueva generación diseñada para adaptarse a módulos de mayor potencia y a configuraciones con strings más grandes, gracias a la incorporación de dos nuevos MPPT de 33A. Esta evolución refuerza la flexibilidad de diseño de las instalaciones y mejora su capacidad para responder a las nuevas exigencias del mercado, al tiempo que mantiene un claro foco en la seguridad y la supervisión avanzada del sistema. Entre sus principales cualidades destacan la detección de arco eléctrico, la desconexión de seguridad en caso de subida de temperatura y un conjunto de funciones orientadas a proteger la instalación frente a incidencias eléctricas y operativas.
Por su parte, la nueva generación de la serie SUN2000 y SUN5000-150K-MG0 da un paso más en innovación al integrar optimizadores, lo que permite no solo mejorar el rendimiento de la instalación, sino también reforzar su capacidad de diagnóstico y protección.
Entre sus ventajas sobresalen la detección de fallos en módulos y paneles, incluso sin optimizadores en determinados casos, la identificación de problemas de aislamiento, como agua, daños en el backsheet o cables pelados, la protección frente a corriente inversa, cortocircuitos internos o externos, fallos a tierra y el cumplimiento de la normativa de rapid shutdown. A ello se suma una capa adicional de seguridad ante sobretemperaturas y anomalías eléctricas, lo que convierte a estas nuevas soluciones en una propuesta más robusta, inteligente y preparada para entornos cada vez más exigentes.
Respecto de todos estos avances,Gavin Zhao, Director General de Huawei Digital Power España señaló que “estamos viendo una evolución muy clara del mercado hacia soluciones energéticas más inteligentes, más integradas y capaces de responder a necesidades cada vez más complejas, tanto en residencial como en C&I, Utility y movilidad eléctrica. Con estas novedades, desde Huawei reforzamos nuestra apuesta por una oferta que combina almacenamiento, gestión avanzada, microredes y recarga, con el objetivo de ayudar a clientes y partners a ganar en eficiencia, flexibilidad y seguridad energética”.
Por su parte, Jesús Heras,Technical Director Southwest Europe de Wattkraft destacó que “el verdadero impacto de esta nueva generación de soluciones está en su capacidad para llevar el almacenamiento a un nuevo nivel de valor para la industria y las grandes instalaciones. No se trata solo de incorporar más capacidad, sino de integrar baterías, inversores y sistemas de control capaces de optimizar la operación, mejorar el retorno de la inversión y reforzar la seguridad y la continuidad de suministro en entornos cada vez más exigentes”.
“Además, en Wattkraft somos expertos en afrontar retos, por lo que tenemos la capacidad de adaptar todas estas soluciones a cada caso concreto, estudiando uno por uno sus necesidades particulares y ofreciendo soluciones a medida”, añadió Heras.
Más innovaciones durante 2026
Sumado a todo lo anterior, de cara a 2026, Huawei prevé seguir ampliando su porfolio con nuevas soluciones para Utility y movilidad eléctrica. Entre las principales novedades destaca la evolución de sus grandes baterías, con nuevas referencias de mayor capacidad, incluida una solución de 6 MWh prevista para la segunda mitad del año. Este nuevo desarrollo está orientado a responder a proyectos de mayor escala.
En paralelo, la compañía avanzó también innovaciones en dispositivos de carga para vehículos eléctricos (EV), con una nueva arquitectura sin PCS que trabaja directamente en corriente continua, lo que permite ganar eficiencia al evitar una doble conversión y facilita el despliegue de soluciones de recarga de alta potencia en emplazamientos con potencia de red limitada.
Más allá del lanzamiento de nuevos equipos, otra de las claves del roadmap presentado es la evolución hacia una propuesta cada vez más inteligente y orientada a la gestión avanzada de la energía. En este ámbito, Huawei puso el foco en soluciones capaces de combinar demanda, precios del mercado, almacenamiento y operación en microred para automatizar decisiones de carga y descarga, optimizar el consumo y reforzar tanto la eficiencia como la resiliencia energética de las instalaciones.
La modificación a la Ley de Glaciares se trata este miércoles a partir de las 15 en el recinto de la Cámara de Diputados.
El proyecto de modificación de la Ley de Glaciaresobtuvo dictamen de mayoría en el plenario de las comisiones de Recursos Naturales y Conservación del Ambiente Humano y Asuntos Constitucionales y se encamina a ser aprobado en la Cámara de Diputados. Tal como anticipó EconoJournal, el proyecto se tratará este miércoles 8 de abril a las 15 en el recinto. La modificación a la actual ley 26.639 ya tiene media sanción en el Senado.
El dictamen fue firmado por el bloque oficialista de La Libertad Avanza, legisladores del PRO, la UCR y también por algunos peronistas y de partidos provinciales. Los diputados de San Juan y Catamarca aportaron sus votos positivos.
En el plenario participó de manera virtual el gobernador de San Juan, MarceloOrrego, que destacó que “ningún gobernador que forma parte de la Mesa del Cobre ni de la Mesa del Litio planteó eliminar la Ley de Glaciares, ni queremos cambiar los estándares ambientales”. También disertaron los ministros y secretarios de minería, producción y ambiente de las provincias de Catamarca, Salta, Jujuy y Mendoza.
Según indicaron fuentes del Congreso que participaron de las comisiones de Diputados a EconoJournal, el proyecto de modificación a la Ley de Glaciarestendría los votos necesarios en el recinto para su aprobación.
Según creen en el gobierno nacional, el proyecto es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.
Plenario con idas y vueltas
El oficialismo intentará este miércoles aprobar el proyecto sumando a legisladores de bloques aliados y a algunos que pertenecen a espacios opositores, pero que, en este caso, están a favor del proyecto.
Una de las voces que defendió la iniciativa fue el secretario de Minería, Luis Lucero, que señaló que “se viene apelando al miedo de que los argentinos nos vamos a quedar sin agua y esto es falso por varias razones. En el país el agua es un recurso que tenemos que distribuir mejor, pero el agua dulce no es un verdadero problema. Tenemos que distribuirla mejor. El agua no es algo que se quiera atacar, es necesaria para todas las actividades”.
Además, Lucero indicó que “esta reforma no es inconstitucional como se dice engañosamente porque respeta los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional. El 41 leído entero y no fraccionado”. El artículo al que se refirió el funcionario afirma que “todos los habitantes gozan del derecho a un ambiente sano, equilibrado, apto para el desarrollo humano y para que las actividades productivas satisfagan las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras”.
Lucero también sostuvo que el proyecto “respeta el artículo 124 porque le otorga a las provincias la atribución que tienen de gobernar sus propios recursos naturales, que afirma la reforma constitucional de 1994 donde se reconoció el dominio originario a las provincias”.
Por su parte, el legislador Maximiliano Ferraro de la Coalición Cívica criticó a las intervenciones que cuestionaron a la actual Ley de Glaciares: ¿Cuáles son los obstáculos concretos que identificaron sobre la ley durante todos estos años?”.
En el plenario, Ferraro también apuntó contra el secretario de Minería y le preguntó “¿qué proyectos mineros específicos están siendo obstaculizados por la actual Ley de Glaciares y qué estudios ambientales y glaciológicos se realizaron en cada caso? ¿Se evaluó el rediseño de ingeniería de esos proyectos para evitar la afectación a glaciares o al ambiente periglaciar?”.
Nano Energy propone invertir más de US$ 200 millones en finalizar la planta de uranio de Dioxitek en Formosa.
El gobierno nacional recibió una propuesta de la empresa estadounidense Nano Energy para realizar una inversión de más US$ 230 millones en la finalización y puesta en operación de la Nueva Planta de Uranio de Dioxitek en Formosa. De aprobarse el proyecto, Nano Energy buscaría calificar el mismo al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), según pudo saber EconoJournal.
El proyecto implicaría un salto cualitativo en las capacidades del ciclo del combustible nuclear, ya que contempla en una segunda etapa producir y exportar hexafloruro de uranio a escala industrial, una novedad para el país.
De hecho, Dioxitek y Nano Energy comenzaron a explorar las posibilidades de esta inversión en agosto del año pasado, tras firmar un memorando de entendimiento que permitió evaluar las capacidades tanto de la empresa argentina como del sector nuclear nacional. El país cuenta con know-how en la conversión de dióxido de uranio a hexafloruro de uranio.
Producto de esos contactos iniciales, un acuerdo terminó de sellarse en la Argentina Week, donde representantes del sector atómico del país participaron de un evento organizado por la Secretaría de Asuntos Nucleares y el Consulado Argentino en Nueva York.
Cuál es el proyecto en la planta de uranio de Dioxitek en Formosa
La empresa de capitales estadounidenses presentó ante el Ministerio de Economía una iniciativa para invertir más de 230 millones de dólares en la finalización de la Nueva Planta de Uranio (NPU) de Dioxitek en Formosa.
La empresa estatal que produce dióxido de uranio seguiría siendo la dueña de la planta y del terreno, transfiriendo su uso a una nueva sociedad con Nano Energy, con el pago de un usufructo por la utilización del activo, según pudo saber este medio.
El proyecto contempla dos hitos principales. El primero consiste en la finalización de la construcción, puesta en marcha y operación de la instalación NPU-1 destinada a la producción de UO₂ (dióxido de uranio).
Esta etapa incluye la adecuación de instalaciones, la incorporación de equipamiento faltante, así como la implementación de todos los sistemas técnicos, operativos y de seguridad necesarios para alcanzar condiciones de operación industrial segura y eficiente conforme a los estándares regulatorios nacionales e internacionales aplicables a la actividad nuclear.
El segundo hito prevé la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento de una instalación complementaria, para la conversión de UO₂ en UF₆ (hexafloruro de uranio).
El hexafluoruro de uranio es el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio. Las centrales nucleares argentinas utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante, por lo que una eventual producción de hexafluoruro sería para abastecer la demanda internacional de combustible con uranio enriquecido.
Precisamente, el proyecto con Nano Energy garantizará la provisión del dióxido de uranio necesario para abastecer las centrales Atucha I-II y Embalse, que demandan unas 230 toneladas anuales, así como también podrá ingresar al mercado mundial hexafluoruro de uranio, cuya demanda es constante y va en aumento.
Dioxitek, una empresa estatal que volvió a ser rentable
La iniciativa con Nano Energy refleja el modelo de inversión privada en proyectos rentables en el sector nuclear que promueve el gobierno. Justamente, el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, viene de ser gerente y presidente de Dioxitek, en donde lideró el proceso de saneamiento económico de la compañía.
«El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente», explicó Ramos Napoli en una entrevista a este medio.
La construcción de la NPU en Formosa comenzó en 2014 y estuvo sujeta a multiples retrasos. El secretario de Asuntos Nucleares consideró que el proyecto desde su origen no tenía una viabilidad comercial por su capacidad de producción de dióxido de uranio, superior a la demanda local.
«Un ejemplo puede ser la planta de Formosa, que es la situación sobreanalizada que tuvimos en Dioxitek. Es una planta cuyo plan inicial eran dos líneas de producción de unas 250 toneladas de dióxido de uranio de capacidad nominal por línea, es decir 500 toneladas anuales. Había un problema de la falta de modelo de negocio, porque la demanda agregada de las centrales nucleares argentinas que utilizan dióxido de uranio natural oscila en torno a las 210 toneladas. Tenés 290, 280 toneladas huérfanas», explicó.
Precisamente, el acuerdo con Nano Energy busca redefinir los alcances del proyecto, en una sociedad que habilitará un negocio de exportación.
El CEO de Total Austral Sergio Mengoni y 45 colaboradores de la compañía, de las sedes de Argentina Brasil y Surinam, serán parte de la carrera en los diferentes desafíos de distancias: 10k, 21k, 42k, 70k, 110k y 100 Millas.
San Martín de Los Andes, 7 de abril de 2026.- TotalEnergies, empresa multienergética líder a nivel mundial, refuerza su compromiso con el deporte y la comunidad local de la Patagonia acompañando un año más la icónica carrera Patagonia Run. La competencia que ya ha logrado consolidarse como la carrera de Trail y Ultra Trail Non-Stop más importante de América y del hemisferio sur, tendrá lugar del 8 al 12 de abril en San Martín de los Andes reuniendo a más de 6 mil corredores.
TotalEnergies estará representada en las diferentes distancias (10k, 21k, 42k, 70k, 110k y 100 Millas) por su CEO Sergio Mengoni y 45 colaboradores pertenecientes a la compañía de las sedes de Argentina, Brasil y Surinam, que se unen para ser parte de esa energía que mueve. Este respaldo reafirma más de cuatro décadas de presencia activa de Total Austral en la Patagonia y el compromiso con el deporte como motor de superación. “Acompañar iniciativas de este nivel en Neuquén nos inspira a empujar nuestros límites y a potenciar nuevas oportunidades” afirmó Sergio Mengoni, Country Chair de TotalEnergies y Director General de Total Austral.
TotalEnergies reafirma una vez más su compromiso con la provincia de Neuquén y sus comunidades, donde lleva adelante además diferentes programas basados en los ejes como energía, educación y seguridad vial.
YPF anunció la emisión de una nueva ON. La licitación tendrá lugar el jueves hasta las 16 horas, es por 70 millones de dólares a 4 años y amortizan el 100 % al vencimiento. Tasa precio de mercado. (Se estima alrededor del 6 %).
La suscripción se hará localmente con dólares en una cuenta en el país. Los agentes colocadores que van a estar liderando la licitación son Santander, Galicia, Balanz, BBVA, Macro, Banco Nación, Cocos, Allaria.
La iniciativa convoca a gobernadores, CEOs, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético.
Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) impulsa una nueva edición de la Energy Trade Mission 2026, que se llevará a cabo del 3 al 6 de mayo en Houston, en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los encuentros más relevantes del sector energético a nivel global.
La propuesta convoca a gobernadores de provincias productoras de energía, CEOs de compañías líderes, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético, con el objetivo de fortalecer el vínculo entre Argentina y Estados Unidos y promover oportunidades concretas de inversión, innovación y desarrollo tecnológico.
“Venimos de una edición muy sólida, con alto nivel de participación y resultados concretos, que incluso superaron las expectativas. Este año trabajamos para que la misiónsea aún más ambiciosa, con mayor alcance y generación de negocios”, señaló Ariel Masut, presidente de la ATCC.
Energy Trade Mission: una agenda orientada a resultados
La misión se estructurará sobre una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y generación de negocios. El programa comenzará con la Bilateral Energy Summit, el 3 de mayo en el Houston Petroleum Club, un foro de alto nivel que reunirá a autoridades gubernamentales, gobernadores, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales.
El objetivo será analizar oportunidades de inversión y el posicionamiento energético del país en el contexto global. La agenda continuará con actividades en la University of Houston, donde se desarrollarán workshops de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica.
Asimismo, se incorporará un eje centrado en la integración de inteligencia artificial y soluciones tecnológicas, promoviendo un espacio de convergencia entre energía e innovación. En este marco, el Global Energy & Geopolitics Forum aportará una mirada estratégica sobre el escenario internacional, con la participación de referentes del ámbito académico, empresarial y geopolítico.
El programa incluirá también visitas técnicas a compañías líderes, así como un Energy B2B Matchmaking Program, diseñado para generar reuniones entre empresas argentinas y estadounidenses, facilitando acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con seguimiento posterior para su concreción.
Texas como plataforma global de negocios
“Texas es hoy uno de los entornos más dinámicos para el desarrollo de negocios en energía a nivel mundial. Esta misión busca que las empresas argentinas se integren a ese ecosistema. Cada año se generan oportunidades que se traducen en inversiones y desarrollo”, destacó Ariel Bosio, vicepresidente de la ATCC.
El estado de Texas se posiciona como uno de los principales nodos del sistema energético global. Concentra una parte significativa de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos y cuenta con un ecosistema integrado de operadores, proveedores, capital e innovación tecnológica. Houston, en particular, se consolida como un hub estratégico para proyectos con proyección internacional.
En su edición anterior, la misión organizada por la ATCC reunió a más de 500 participantes, incluyó más de 100 reuniones de negocios y contó con la participación de empresas, instituciones y organismos del sector, consolidándose como un espacio clave para la vinculación bilateral.
Las empresas interesadas en participar en la edición 2026 pueden obtener más información a través del sitio oficial de la Cámara –argentinatexas.org– o bien, contactar directamente a la organización para sumarse a la delegación hasta el 15 de abril.
“La volatilidad del mercado energético global, impulsada por las tensiones en Medio Oriente (bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán) , ha situado a América Latina y el Caribe (ALC) en una encrucijada estratégica. Mientras los precios del diésel y la gasolina escalan a promedios de U$S 1,30 por litro, la región ha encontrado un blindaje financiero en la energía eléctrica”, indicó un informe de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía, OLACDE.
Según los últimos datos técnicos del sector, la flota de vehículos eléctricos actual en ALC ya genera un ahorro directo en consumo energético de U$S 1.000 millones anuales, lo que equivale a dejar de gastar U$S 2,7 millones cada día en combustibles fósiles, señaló un trabajo técnico de la entidad regional.
Un vehículo eléctrico es hasta cinco veces más eficiente que su contraparte de combustión, permitiendo que un automóvil liviano alcance un ahorro del 81 % por kilómetro recorrido bajo los precios actuales. En términos nominales, mover un auto eléctrico hoy es U$S 2.018 más barato al año que uno de gasolina; una brecha que se ensancha drásticamente si el crudo sigue al alza: ante un incremento del 50 % en los combustibles fósiles, este ahorro anual escalaría a los U$S 3.308.
Cifra destacada: El precio promedio actual de la electricidad se mantiene así: para carga de un bus eléctrico en 0,13 U$S/kWh y para carga de un automóvil eléctrico liviano en 0,15 U$S/kWh.
El segmento del transporte público masivo presenta las cifras más disruptivas para los presupuestos estatales y municipales. Un solo bus eléctrico representa un ahorro anual de U$S 26.000 frente a uno de diésel. No obstante, la rentabilidad es exponencial ante la crisis: si los combustibles suben 50 %, el ahorro anual por unidad se dispara a U$S 48.750, prácticamente duplicando el beneficio económico y consolidando a los buses eléctricos como el activo más resiliente para la infraestructura urbana.
Con un parque de 8.000 buses eléctricos y 400.000 autos livianos en circulación, la región ha logrado que un alza del 40 % en los combustibles amplifique el beneficio económico de la transición, incrementando el ahorro regional en 122 %. Este fenómeno demuestra que la electromovilidad no es solo una meta de descarbonización, sino una estrategia de ahorro energético frente a la dependencia de importaciones de hidrocarburos.
La inversión en movilidad eléctrica en ALC ha dejado de ser una apuesta a futuro para convertirse en una herramienta de estabilidad inmediata. De los ahorros totales, el 80 % proviene de la flota de vehículos livianos, demostrando que el consumidor final está capitalizando la mayor eficiencia del motor eléctrico. Al mantener costos de electricidad estables (U$S 0,15/kWh promedio), se atenúan los choques externos que hoy asfixian a las economías dependientes del petróleo.
La coyuntura geopolítica está acelerando el retorno de inversión para quienes apuestan por la red eléctrica. La transición hacia la movilidad cero emisiones se posicionan como el mejor seguro contra la inflación energética, donde cada kilómetro recorrido con electricidad protege el capital regional y fortalece la resiliencia económica de América Latina y el Caribe, sostiene el informe de la OLACDE.
El presidente del Brasil, Lula da Silva, junto al ministro de Minas y Energía en el anuncio del programa «Gas del Pueblo».
El presidente del Brasil, Lula da Silva, aseguró que anularán una subasta de GLP realizada por Petrobraspor adjudicar precios con incrementos superiores al 100%. La petrolera estatal despidió a un gerente y ahora estudia cómo anular la subasta sin violar el estatuto de la empresa y normas de mercado.
La subasta reactivó el reclamo de las compañías distribuidoras de GLP que amenazan con abandonar el programa «Gas del Pueblo» si no se actualizan los valores de referencia. El programa es clave en las perspectivas de crecimiento de la demanda brasileña de GLP, un mercado crecientemente abastecido con producto argentino gracias a Vaca Muerta. De hecho, la mitad de las importaciones de GLP en Brasil en 2025 prácticamente provinieron de la Argentina.
Petrobras en el último día de marzo licitó la venta de 70.000 toneladas de GLP a distribuidoras en distintos puntos del país. La subasta arrojó precios que en algunos casos duplicaron el último valor promedio de venta informado por la empresa, lo que se traduce en incrementos de más de un 30% en el precio de venta al consumidor final en las garrafas de 13 kilos.
Lula marcó su disgusto con los precios adjudicados y presionó en público a Petrobras para que anule la subasta. «No vamos a subir los precios del GLP. Realizaron una subasta en contra de la voluntad de la gerencia de Petrobras, y vamos a revisar esa subasta. Vamos a anular esa subasta porque los pobres no pagarán bajo ninguna circunstancia el precio de esta guerra«, dijo el presidente brasileño.
Por qué Lula presiona a Petrobras por los precios del GLP
Los precios adjudicados se relacionan en principio con los aumentos en los precios internacionales de los hidrocarburos producto de la guerra enMedio Oriente. Brasil tiene un déficit estructural en la producción de GLP, con por lo menos un 30% de su consumo interno que es abastecido con importaciones.
A pesar de esa realidad de mercado, el gobierno brasileño entiende que Petrobras no hizo lo suficiente para absorber el encarecimiento del producto importado. Peor aún: esto ocurre justo a poco más de medio año del lanzamiento del programa Gas del Pueblo que subsidia el consumo doméstico de GLP para los sectores más vulnerables.
En concreto, Petrobras para su producto “gas de cocina”, que son garrafas de 13 kilos, realizó el 31 de marzo una subasta en la que vendió 70.000 toneladas de GLP a compañías distribuidoras, lo que representa un 15% de la demanda nacional mensual. El precio más alto se adjudicó en Duque de Caxias en Río de Janeiro, en donde vendió garrafas a un precio de R$ 72,77.
El valor adjudicado supera el doble del último precio promedio nacional informado por Petrobras, de R$ 34,73 por garrafa, según su información por ventas recolectada entre el 22 y el 28 de marzo. El precio de venta al consumidor final fue de R$ 110,18 por garrafa, que incluye los impuestos federales y estatales y la porción que se llevan las distribuidoras. Es decir, la última subasta de Petrobras arroja precios al consumidor final superiores a R$ 140 por garrafa, lo que representa aumentos del 30%.
Lula le reprochó a Petrobras el cobro de márgenes elevados. “Cuando Petrobras vende una bombona de gas a R$37,00, no puede llegar a R$160,00 en los hogares de la gente. Alguien está robando. Ah, pero esa persona está pagando para que se la entreguen. De acuerdo, pero hay una diferencia enorme entre R$37,00 y R$140,00 o R$150,00. Y ahora hicieron una subasta con un margen de ganancia del 100%. ¿Cómo pueden permitir que la gente cargue con esta responsabilidad?”, exclamó Lula.
La presión oficial también se está canalizando a través de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). El organismo estatal que regula al sector petrolero inició una investigación contra Petrobras por un posible abuso de precios. La acción se basa en un decreto ministerial aprobado este año que prevé sanciones para las empresas que aumenten los precios de forma abusiva, con agravantes en situaciones de conflicto geopolítico o calamidad pública, como la guerra en Oriente Medio.
La primera respuesta de la petrolera estatal que conduce Magda Chambriard fue despedir al gerente del área de Comercialización. Sin embargo, la exigencia pública de Lula de cancelar la subasta es de difícil cumplimiento.
Fuentes del sector de distribución de GLP afirman que los volúmenes vendidos ya se estaban bombeando a los depósitos de las empresas y Petrobras los estaba facturando, lo que dificultaría una simple anulación del proceso y requeriría una solución alternativa, según reportó la Agencia INFRA.
Descontento de las distribuidoras de GLP
Petrobras subastó GLP a distribuidoras con precios que más que duplicaron el último precio nacional promedio informado por la petrolera.
El resultado de la subasta de Petrobras también reactivó el reclamo de las distribuidoras de GLP al gobierno para que actualice los valores de referencia en el programa “Gas del Pueblo”, que subsidia el precio completo de una carga mensual de garrafa de 13 kilos.
El programa alcanza a unas 15 millones de familias en Brasil, o alrededor de 60 millones habitantes. Las ventas de garrafas en Brasil podrían crecer entre un 7 y 8% gracias a este plan, según Sindigás.
El Ministerio de Minas y Energía fija los precios de referencia de la garrafa de 13 kilos para cada estado. Las distribuidoras perciben del Estado federal el precio de referencia por cada garrafa suministrada a los beneficiarios del plan. El programa fue lanzado en septiembre de 2025, con las primeras recargas gratuitas realizadas en noviembre.
Sin embargo, las distribuidoras vienen manifestando desacuerdos con los precios de referencia desde el inicio del programa. Tras la subasta de Petrobras, la Asociación Brasileña de Entidades Comerciales de Minoristas de Gas (Abragás) recordó que el sector ya consideraba que los valores de referencia adoptados por el programa estaban por debajo de los que se practican en los mercados regionales y que ahora se espera que el desajuste empeore.
El presidente de Abragás, Luiz Rocha, también advirtió que muchas empresas evalúan salir del programa. «Si el gobierno no toma medidas urgentes para frenar este descontento entre los revendedores, el programa corre el riesgo de sufrir un éxodo masivo de empresas acreditadas«, afirmó.
El gobierno depende de las compañías distribuidoras para poder llegar a los beneficiarios del plan. Petrobras salió del negocio de fraccionamiento y distribución de GLP en 2019 al vender su subsidiaria Liquigás a Copa Energía, aunque el directorio de la petrolera estatal indicó la intención de reingresar en el mismo en agosto de 2025.
De todas formas, Petrobras sigue siendo el jugador dominante en la importación y suministro de líquidos. En una entrevista con EconoJournal, el CEO de Copa Energía, Pedro Turqueto, explicó que la inversión privada para hacer más eficiente la logística de importación y suministro del producto al cliente se ve desalentada por las prácticas comerciales de Petrobras.
“El precio del producto en Brasil no cambia con la misma velocidad que se cambia fuera. Como agentes privados, para importar, por ejemplo, necesitamos de tiempo, necesitamos tener el navío, necesitamos tener el producto. Entonces, es muy difícil planificar. Es un costo muy grande para nosotros, que somos totalmente dependientes de la voluntad política o comercial de Petrobras”, explicó el CEO de la principal distribuidora de GLP del Brasil.
«Esta noche morirá toda una civilización, para no volver jamás. No quiero que eso suceda, pero probablemente ocurrirá», dijo Donald Trump.
Las próximas horas pueden ser decisivas en la guerra en Medio Oriente después de que Donald Trump reiterara esta mañana el ultimátum a Irán para que antes de esta noche libere el tránsito por el Estrecho de Ormuz como precondición para un alto al fuego. De lo contrario, el presidente de los Estados Unidos aseguró que escalará el conflicto con bombardeos contra infraestructura iraní.
Mientras el precio del crudo Brent se mantiene sin grandes cambios en la jornada del martes, estable en US$ 110 por barril, los países que están oficiando como mediadores trabajan contra reloj para extender el «deadline» impuesto por Trump debido a la lentitud y dificultad de las negociaciones.
Lo cierto es que mientras Washington ofrece un alto al fuego, Teherán presiona por un acuerdo para un definitivo final de la guerra. En cualquier caso, lo que está en debate es el control sobre Ormuz: EE.UU. y los países del Golfo Pérsico rechazan la pretensión de Irán de monetizar el tránsito por el estrecho.
El ultimátum de Trump, en pie
Al momento, todo indicaría que esta vez Trump no dará vuelta atrás. Al menos eso se deduce de la reiteración del últimatum que lanzó contra Irán para que libere el estrecho de Ormúz antes de las 20 hs en Washington o enfrente bombardeos contra infraestructura civil crítica como puentes y centrales eléctricas.
«Esta noche morirá toda una civilización, para no volver jamás. No quiero que eso suceda, pero probablemente ocurrirá. Sin embargo, ahora que tenemos un cambio de régimen total, donde prevalecen mentes diferentes, más inteligentes y menos radicalizadas, tal vez pueda suceder algo revolucionario maravilloso, ¿quién sabe? Lo descubriremos esta noche, en uno de los momentos más importantes de la larga y compleja historia del mundo. 47 años de extorsión, corrupción y muerte llegarán a su fin. ¡Dios bendiga al gran pueblo de Irán!», publicó Trump en Truth Social.
Los mediadores de Pakistán, Egipto y Turquía trabajan para alcanzar un acuerdo que evite esa escalada o al menos para extender el plazo fijado por Trump. Irán entregó un plan de paz con diez puntos que el presidente estadounidense evaluó el lunes como «un paso significativo» pero que «no es suficiente». La postura de Teherán es alcanzar un acuerdo de paz definitivo que resuelva todas las controversias en la relación bilateral con EE.UU., por lo que habría rechazado una propuesta de un alto al fuego por 45 días.
Sin embargo, los esfuerzos de los negociadores chocan con la presión que ejercen tanto el primer ministro de Israel, Benjamin Netanyahu como los líderes de Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos hacia Trump para que acepte un alto el fuego a menos que Irán haga concesiones que actualmente parecen improbables, como reabrir el estrecho de Ormuz o entregar todo el uranio enriquecido.
El control a futuro del estrecho de Ormuz, clave en el desenlace de la Guerra
Un tema central en las negociaciones es el control futuro del estrecho de Ormuz. Paradójicamente para Washington, la guerra demostró las capacidades operativas de un Irán diezmado para hacer colapsar el tránsito por el estrecho de Ormuz y poner ese activo estratégico en la mesa de negociación.
Reportes de agencias internacionales indican que la Guardia Revolucionaria Islámica designó un corredor para las embarcaciones que tengan bandera o cuyos propietarios sean empresas de países considerados amistosos, cobrando millonarios peajes en yuanes para habilitar el paso.
Hasta el momento, el tránsito por Ormuz continúa un 90% por debajo del nivel habitual antes del conflicto. En ese sentido, Irán sólo ha hecho excepciones para el paso de determinadas embarcaciones de Pakistán, China, la India, Malasia, Filipinas, y Tailandia. También se registró la salida de tres buques japoneses, uno de estos un metanero.
Sin embargo, la pretensión de Irán de normalizar el cobro de un peaje por Ormuz es rechazada de plano por Washington, Israel y la mayoría de las naciones árabes en el Golfo Pérsico. Trump incluso sugirió en la conferencia del lunes que EE.UU. debería cobra un peaje. “¿Qué tal si cobramos peajes? Prefiero eso a que ellos los cobren. ¿Por qué no? Somos los ganadores”, dijo el presidente.
Trace Group fue adjudicada para prestar servicios en los proyectos Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), Southern Energy (SESA) y Duplicar Norte.
Trace Group -la empresa especializada en inspección y supervisión técnica, operación y mantenimiento (O&M)- fue adjudicada para prestar sus servicios en los proyectos Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), Southern Energy (SESA), y Duplicar Norte. De esta manera, la compañía fortalece su lugar en el entramado de empresas de midstream que acompañan el crecimiento estructural del sistema energético argentino.
Los desarrollos de VMOS, SESA y Oldelval forman parte de la infraestructura crítica que permitirá ampliar la capacidad de transporte y exportación de hidrocarburos desde la Cuenca Neuquina hacia la costa atlántica. “En este escenario, la participación de Trace Group reafirma el rol de las empresas regionales en proyectos de escala nacional”, sostuvieron desde la firma.
“Ser parte de estos desarrollos implica demostrar que la capacidad técnica construida en la región está preparada para afrontar desafíos de alta complejidad. La confianza de las compañías líderes del sector en proveedores locales es una señal clara de madurez industrial”, señaló Carlos Stupczuk, gerente de Operaciones de la compañía.
Trace Group: en Vaca Muerta y en más de 35 localidades en el país
La compañía tiene una cobertura operativa que supera los 3.500 kilómetros lineales, equivalente a recorrer la extensión completa de la Ruta 40
Trace Group ha desarrollado una estructura con presencia en 11 provincias y más de 35 localidades lo que le permite operar en los principalesnodos energéticos del país, desde el norte argentino hasta la Patagonia.
La compañía sostiene una cobertura operativa que supera los 3.500 kilómetros lineales, equivalente a recorrer la extensión completa de la Ruta 40, con presencia en más de 30 localidades estratégicas vinculadas al desarrollo energético nacional.
Este despliegue territorial se apoya en una estructura de más de 550 colaboradores y una flota de más de 300 vehículos operativos, lo que le permite acompañar proyectos de gran escala en múltiples frentes de manera simultánea.
Es en la región de Vaca Muerta donde esta escala adquiere mayor densidad y relevancia. Trace Group ha construido un modelo basado en talento local y en el fortalecimiento de la cadena de valor regional. Actualmente, el 85% de su nómina está conformada por colaboradores de Neuquén y Río Negro, mientras que el 100% de la operación de campo en la cuenca es liderada por equipos locales.
La compañía trabaja con una red de más de 900 proveedores, de los cuales el 67% son empresas locales, lo que implica que más de dos tercios de su cadena de suministro se desarrolla dentro del territorio.
Solo en la provincia de Río Negro, la empresa mantiene presencia activa en 9 localidades estratégicas, cubriendo la totalidad del corredor productivo vinculado al desarrollo midstream, desde el Alto Valle hasta la costa atlántica.
Este entramado productivo incluye talleres, servicios automotrices, proveedores industriales, empresas tecnológicas y organizaciones dedicadas a la formación técnica, generando un impacto directo e indirecto en el empleo y la competitividad regional.
“La consolidación del midstream argentino requiere no solo inversión en infraestructura, sino también una base sólida de proveedores regionales capaces de acompañar ese crecimiento. Nuestro compromiso es seguir fortaleciendo esa capacidad desde el territorio y ayudando a toda nuestra red de proveedores a evolucionar junto con nosotros”, destacó Carlos Stupczuk.
Inversión social y desarrollo de personas
Trace Group trabaja con una red de más de 900 proveedores, de los cuales el 67% son empresas locales
“Fiel al ADN Clusterciar, grupo de organizaciones al que pertenece, la empresa extiende su impacto al plano social mediante la inversión en la educación y el desarrollo de personas. Solo durante el año 2025, Trace Group destinó más de US$ 1.500.000 a programas de desarrollo social y educativo, canalizados principalmente a través de la ONG Fundación Potenciar”, indicaron desde la compañía.
Esta inversión permitió consolidar instituciones educativas que continúan creciendo y que actualmente forman a más de 850 alumnos de nivel primario y secundario, más de 250 en nivel terciario y más de 500 personas en 40 distintos oficios altamente demandados en la región, fortaleciendo el desarrollo de capital humano local vinculado al crecimiento de la industria.
“Con la mirada puesta en el nuevo ciclo de inversión energética, Trace Group continúa ampliando su participación en proyectos estratégicos, reafirmando su compromiso con el desarrollo industrial y social de la región patagónica”, concluyeron desde la empresa.
La empresa provincial Terra Ignis formará una UTE con la pyme cordobesa Velitec para desarrollar las áreas maduras revertidas por YPF.
La empresa estatal de Tierra del FuegoTerra Ignis Energía eligió a la pyme petrolera Velitec para desarrollar Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego, áreas hidrocarburíferas que YPF traspasó a la provincia. La compañía fueguina, que había lanzado la convocatoria pública en enero, confirmó la firma del convenio a través de un comunicado difundido este martes.
Terra Ignis aclaró que el acuerdo le permitirá a Velitec, con sede en Córdoba, operar las tres áreas “hasta que se concrete la conformación final de la Unión Transitoria de Empresas (UTE)”. En la compulsa participaron 10 empresas que presentaron propuestas de inversión para explotar las áreas convencionales. Tierra del Fuego será el administrador de las áreas revertidas por YPF, pero la operación estará a cargo de Velitec.
La firma del convenio fue en la Casa de Tierra del Fuego en la Ciudad de Buenos Aires. Participaron el presidente de Terra Ignis Energía, 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.
El comunicado de Terra Ignis no aclara qué pasará con la continuidad del personal de YPF, un tema que preocupa en la provincia y en el sector gremial. El texto de la empresa fueguina sólo menciona que “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”.
La pyme cordobesa Velitec, socia de Terra Ignis
Velitec dio sus primeros pasos en la industria hace alrededor de 10 años con la construcción de gasoductos. Con el pasar de los años fue sumando distintos servicios vinculados a infraestructura.
En 2024 la empresa pyme dio un paso importante al formar un consorcio con Sean Rooney, ex presidente de Shell, que se quedó con el Clúster Señal Picada-Punta Barda, ubicado en Río Negro y Neuquén, otra de las áreas que YPF puso a la venta mediante el Proyecto Andes.
En el último tiempo, Velitec también tomó la operación del proyecto Loma de la Mina, cercano a Malargüe, en la provincia de Mendoza, donde tiene una operación con un total de 28 pozos. Además, la compañía cuenta con más de 40 plantas compresoras de gas en operación y con operaciones de excavación de aguas termales en Entre Ríos. Velitec tiene su sede principal en Córdoba, pero también tiene presencia en Neuquén, Chubut y Salta.
Sobre la compulsa para conformar la UTE, la gerenta institucional de Terra Ignis, Verónica Tito, señaló: “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, sumado a la inversión que esperamos que tengan en el futuro para aumentar cada vez más el desarrollo productivo”, concluyó Verónica Tito.
Desde el 1 de abril, Chile decidió suspender un contrato de importación de gas natural proveniente de Argentina debido a que el combustible enviado desde la formación Vaca Muerta presentó un nivel de humedad superior al permitido por la normativa chilena.
Esta suspensión afectó dos contratos de YPF que representaban un volumen de hasta 833.000 metros cúbicos diarios, lo que equivale aproximadamente al 10% de las exportaciones argentinas de gas hacia Chile. A pesar de esta medida, no se produjo una interrupción total del suministro a través del Gasoducto del Pacífico.
El problema radica en que el gas llegó con un punto de rocío por encima del estándar, debido a un alto contenido de líquidos como propano y butano. Esta condición puede generar corrosión o congelamiento en las tuberías, poniendo en riesgo la seguridad del sistema de transporte y distribución.
Las regiones chilenas de Ñuble y Bío Bío, fronterizas con el norte y centro de Neuquén, fueron las más afectadas por esta suspensión. El comprador chileno involucrado es Innergy Soluciones Energéticas, que opera el gasoducto y tiene como principal accionista a la multinacional española Naturgy.
YPF suministró el gas a partir de áreas convencionales como Loma La Lata y Sierra Barrosa, con tratamiento en la planta El Portón. La mezcla que recibe el gasoducto proviene de varios yacimientos. La empresa reconoció el inconveniente y está trabajando para resolverlo, con el objetivo de restablecer el suministro a Chile lo antes posible.
Según datos de Enargas, en febrero de 2026 Argentina exportó un promedio diario de 9,64 millones de metros cúbicos de gas, de los cuales 8,8 millones se destinaron a Chile. Aunque el corte actual representa un impacto limitado en volumen, reaviva las preocupaciones sobre el cumplimiento de los estándares técnicos en el comercio regional.
El Ministerio de Energía chileno aclaró que la normativa local es más estricta que la argentina y confirmó: “Durante la medición y verificación de la calidad del gas, conforme a la normativa chilena -la cual es más exigente que la argentina-, se detectó gas que no cumple con el estándar contratado”.
Las autoridades chilenas esperan un informe técnico basado en un estudio de cromatografía para evaluar la composición del gas y determinar los riesgos reales asociados a su uso.
Este episodio se suma al historial tenso en la relación energética entre Argentina y Chile, marcada por la interrupción de exportaciones argentinas en 2004 durante la recuperación económica posterior a la salida de la Convertibilidad, un antecedente que ambas naciones han intentado superar en los últimos años.
En paralelo, esta semana Uruguay asistió al sistema eléctrico argentino con un aporte de emergencia de aproximadamente 830 megavatios, solicitado por Cammesa debido a altas temperaturas, fuerte demanda y mantenimientos programados en centrales locales.
Por ahora, la suspensión del contrato chileno se mantiene vigente a la espera del informe técnico y de que YPF normalice la calidad del gas para cumplir con los requisitos chilenos y reanudar el abastecimiento.
En el marco del rumbo que Río Negro sostiene para consolidar una nueva etapa productiva vinculada a la energía, el Gobierno Provincial, a través de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, llevó adelante una inspección clave en la Central de Almacenamiento y Bombeo (CABO) Allen, parte del proyecto estratégico Vaca Muerta Oil Sur.
La fiscalización responde a una política sostenida de control sobre las grandes obras energéticas que se desarrollan en el territorio. El objetivo es claro: garantizar que el crecimiento productivo se traduzca en desarrollo real para la provincia, sin resignar el cuidado ambiental ni la calidad de vida de las y los rionegrinos.
Durante la recorrida, inspectores provinciales verificaron el avance de las instalaciones, incluyendo el obrador, la gestión diferenciada de residuos, las áreas operativas y administrativas, y el desarrollo de la red contra incendios. Uno de los puntos centrales fue la supervisión de la prueba de hermeticidad del tanque TK-7, una instancia técnica clave que asegura que la infraestructura esté en condiciones óptimas antes de su puesta en funcionamiento.
Como parte de una gestión concreta y presente en el territorio, la Secretaría detectó aspectos a mejorar vinculados a la protección del suelo. A través de un acta formal, se requirieron mejoras en los procesos de manejo e impermeabilización de sectores operativos, así como la adecuación de las áreas de almacenamiento de sustancias inflamables, con el objetivo de reforzar la protección del suelo y garantizar el cumplimiento de los estándares ambientales vigentes que la Provincia exige.
Este tipo de controles tienen un impacto directo: garantizan que las inversiones energéticas generen empleo y crecimiento en Río Negro, pero bajo condiciones seguras y responsables. Cada inspección es una herramienta para prevenir riesgos, cuidar los recursos naturales y asegurar que el desarrollo llegue con beneficios concretos para la comunidad.
Stellantis Argentina y la empresa energética 360Energy pusieron en funcionamiento un parque solar en el Polo Industrial Córdoba, en el marco de una estrategia orientada a incorporar energías renovables en sus operaciones productivas. El proyecto forma parte de un plan conjunto anunciado en 2024 que contempla una inversión de 100 millones de dólares y apunta a reducir la huella de carbono del complejo industrial, uno de los principales centros de producción automotriz del país, donde se producen el Fiat Cronos y las pick-ups Fiat Titano y RAM Dakota.
El parque cuenta con una potencia instalada de 8 megavatios (MW) y está equipado con paneles solares fotovoltaicos bifaciales, que permiten captar radiación tanto de forma directa como reflejada. A su vez, incorpora sistemas de seguimiento solar (“trackers”) que optimizan la generación al acompañar el movimiento del sol durante el día. La producción estimada es de aproximadamente 16,7 GWh anuales. Esa energía se destinará al abastecimiento del Polo Industrial Córdoba, donde Stellantis fabrica los vehículos mencionados para abastecer al mercado local y para exportación.
El esquema no se limita a la generación local. La energía producida por el parque se complementa con suministro proveniente de otros proyectos renovables de 360Energy, en particular desde La Rioja, a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Este modelo permite a la compañía incrementar progresivamente la proporción de energía limpia en su consumo total, sin depender exclusivamente de una única fuente o instalación.
La iniciativa se inscribe en la estrategia global de Stellantis, que tiene como meta alcanzar la neutralidad de carbono en el año 2038. En ese marco, la incorporación de energías renovables en plantas industriales es uno de los ejes centrales. A nivel local, el proyecto también se vincula con la necesidad de mejorar la eficiencia energética y reducir costos operativos en un contexto donde la energía representa una variable relevante para la industria.
Si bien el parque solar aporta una porción del consumo total del complejo, su implementación marca un avance en la diversificación de la matriz energética de la compañía en Argentina. El desarrollo refleja una tendencia creciente en el sector industrial, donde las empresas comienzan a combinar generación propia con contratos de abastecimiento renovable para avanzar hacia esquemas más sostenibles y previsibles.
Tecpetrol y GyP presentaron el proyecto Los Toldos II Este al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Se trata de un desarrollo de shale oil que prevé una inversión inicial de 2.400 millones de dólares hasta 2028 y permitirá consolidar el crecimiento de la industria hidrocarburífera en Neuquén.
Se ubica en el hub norte de Vaca Muerta, a unos 30 kilómetros de Rincón de los Sauces, una zona que viene ganando protagonismo en la expansión del shale. Será operado por Tecpetrol en asociación con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), con una participación del 90 y 10 por ciento, respectivamente.
Contempla la perforación de aproximadamente 380 pozos y la construcción de infraestructura clave, incluyendo planta de procesamiento, oleoductos, gasoductos e instalaciones complementarias.
La meta es alcanzar una producción de 70.000 barriles de petróleo por día. Tendrá dos etapas durante 2027: con un primer módulo de 35.000 barriles diarios previsto para marzo, y un segundo que permitirá duplicar esa capacidad hacia julio del mismo año. El esquema de inversión será escalonado. A la primera fase hasta 2028, con los 2.400 millones de dólares iniciales, se sumará luego una etapa de desarrollo sostenido con desembolsos anuales estimados en 370 millones de dólares durante diez años.
Con impacto en la zona de Rincón de los Sauces, está previsto que la dinámica del proyecto demande mayor infraestructura y asistencia de proveedores locales, como otro valor agregado.
Para la gestión del gobernador Rolando Figueroa, el proyecto ratifica el acompañamiento de las grandes operadoras dispuestas a invertir fuerte en Neuquén.
De hecho, la provincia planteó a nivel nacional la importancia de incorporar las inversiones de upstream -vinculadas a la producción de petróleo y gas- dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y viene impulsando en foros internacionales y rondas de negocios un esquema de incentivos y previsibilidad para el sector, con foco en incrementar la producción neuquina en materia de energía.
En ese sentido, el mandatario destacó que el RIGI permite “generar condiciones para que las inversiones lleguen más rápido”, al tiempo que valoró la previsibilidad que ofrece para proyectos de gran escala como los de Vaca Muerta, clave para sostener el crecimiento de la producción y el desarrollo de infraestructura en la provincia.
En marzo de 2026, la formación Vaca Muerta alcanzó un nivel récord en la actividad hidrocarburífera no convencional, con un total de 2.616 etapas de fractura, según informó la consultora NCS Multistage. Este dato representa el mayor volumen mensual registrado desde el inicio de la explotación en la cuenca neuquina, superando la marca previa de 2.588 etapas establecida en mayo de 2025.
El desempeño de marzo confirma una tendencia de crecimiento constante, con un piso operativo que se mantiene por encima de las 2.300 etapas mensuales. Durante el primer trimestre de 2026, las compañías operadoras completaron un total de 7.388 etapas de fractura, promediando 2.462 por mes, un nivel sin precedentes para el inicio de un año en esta formación.
En cuanto a la distribución de la actividad por empresas, YPF lideró con 1.116 etapas de fractura, seguida por Vista con 281 y Pluspetrol con 224 etapas. Otras compañías como Pampa Energía, Shell, Pan American Energy y Tecpetrol también participaron activamente en diferentes bloques de la cuenca.
En el segmento de servicios especiales, Halliburton encabezó las operaciones con 1.147 etapas realizadas, mientras que SLB, Calfrac, Tenaris y SPI se repartieron el resto de la actividad.
El aumento en la actividad está vinculado a la aceleración en los planes de completación de pozos, apoyado por la expansión de la capacidad de transporte y evacuación de hidrocarburos en la región.
Respecto a la producción, Neuquén reportó en febrero 603.793 barriles diarios de petróleo, con un crecimiento interanual superior al 30%. En gas, la producción alcanzó los 97,79 millones de metros cúbicos diarios, mostrando un incremento del 7,14% respecto a enero.
El segmento no convencional concentra el 96,9% de la producción de crudo y el 90% del gas en la provincia, consolidando su rol fundamental en la matriz energética local.
La industria proyecta mantener este ritmo de actividad con la meta de alcanzar una producción de un millón de barriles diarios hacia fines de 2026, en paralelo con el desarrollo de infraestructura para transporte y exportación.
Se trata del primer dispositivo undimotriz que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, a través de la Subsecretaría de Energía de la Provincia de Buenos Aires, avanza con el desarrollo del primer dispositivo undimotriz que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad.
El sistema se basa en el uso de grandes boyas flotantes que se desplazan verticalmente con el vaivén de las olas y transmiten ese movimiento a una cadena de engranajes que lo convierte en rotación de alta velocidad, capaz de accionar un generador eléctrico. En función del diseño realizado por el equipo de ingeniería de la Universidad Tecnológica Nacional – Regional Buenos Aires y Regional Pacheco, cada unidad podría producir entre 30 y 200 kilovatios de potencia, dependiendo del tamaño de la boya y de las condiciones del oleaje en el lugar donde opere.
Primera prueba
Este mes se realizó la primera prueba “en seco” en la Metalúrgica Duroll de la localidad de Pilar, que tuvo como objetivo probar la capacidad que tienen el brazo y la boya de soportar peso. El ensayo se realizó con el doble de la carga a soportar una vez instalados para generar energía, es decir 1,5 toneladas (1500 kg).
La nueva tecnología undimotriz se montará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata, y se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre universidad, Estado y sector privado.
Financiamiento del dispositivo
El convenio específico que se suscribió prevé un financiamiento de US$ 138.000 con fondos destinados para la Investigación y el Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos del PROINGED provienen del agregado tarifario renovable, que los usuarios abonan mensualmente en la factura de electricidad de la Provincia de Buenos Aires. Además, este proyecto cuenta también con el apoyo de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) mediante un financiamiento del Fondo de Innovación Tecnológica de Buenos Aires (FITBA).
“Desde la Provincia es prioridad impulsar este tipo de proyectos estratégicos para diversificar la matriz energética y promover tecnologías innovadoras de origen nacional. Con esta iniciativa, la Provincia de Buenos Aires avanza en la generación de conocimiento y en el desarrollo de energías limpias, posicionándose como referente en la región en materia de innovación tecnológica y sostenibilidad”, aseguraron a través de un comunicado.
Energía undimotriz
La energía undimotriz es considerada una de las fuentes renovables con mayor potencial a nivel global, especialmente en regiones con fuerte dinámica oceánica como el Atlántico Sur. A diferencia de otras tecnologías renovables, como la solar o la eólica, el movimiento de las olas presenta una mayor previsibilidad, lo que la convierte en una alternativa interesante para diversificar la matriz energética.
España atraviesa un punto de inflexión en su mercado energético donde el cierre de la ventana de PPAs solares coincide con un intento regulatorio por recomponer la competitividad industrial, donde la combinación de precios capturados en mínimos, sobreoferta de proyectos y cambios en la demanda está modificando las reglas de juego para los grandes consumidores.
“La ventana de PPAs solares stand-alone se ha cerrado”, afirmó el fundador y consultor de ASB Renewables Consulting, Álvaro de Simón, al describir un escenario en el que los acuerdos a largo plazo pierden viabilidad desde el lado vendedor.
De Simón señaó que los precios capturados de la solar se sitúan en marzo por debajo de los 15 €/MWh, mientras el mercado mayorista se mantiene por debajo de los 50 €/MWh, configurando un entorno donde fijar precios a largo plazo implica asumir riesgos crecientes.
“Cuando ven la exposición al mercado de precios solares, comprometerse con un PPA a 30 €/MWh no garantiza cubrir el riesgo de pool”, explicó el consultor, al detallar la pérdida de atractivo de estos contratos.
“La expectativa de precios capturados parece que va a bajar por debajo de los 30 €/MWh al menos en los próximos dos años”, agregó.
Esto deriva en una conclusión clara para el mercado: “La ventana está cerrada desde el punto de vista del vendedor. Es muy complicado ahora cerrar PPAs a precios razonables”, remarcó De Simón en diálogo con Energía Estratégica.
El fenómeno se da en un contexto de saturación de oferta, con más de 40 GW de proyectos compitiendo por una demanda estimada en 30 GW, lo que presiona aún más los precios y reduce las oportunidades de cierre.
Al mismo tiempo, la industria modifica su estrategia contractual ante la incertidumbre y reduce el horizonte de sus acuerdos.
“Cada vez menos empresas quieren comprometerse más allá de cinco años. Idealmente prefieren renegociar año a año», afirmó, consolidando un cambio hacia esquemas contractuales más dinámicos.
En paralelo, el mercado comienza a desplazarse hacia estructuras más complejas y gestionables, principalmente hacia proyectos híbridos entre solar y eólica o fotovoltaica + BESS; es decir que combinaciones que reduzcan la exposición al perfil solar puro.
“Los más electrointensivos como por ejemplo el sector aluminio, teniendo en cuenta que su commodity es volátil, con materias primas muy volátiles, muchas veces son los que tienen menos coberturas, curiosamente. Y el motivo por el que tienen menos coberturas es porque precisamente quieren atarse menos», indicó el consultor.
«De alguna manera el que está más afectado es el que menos cobertura tiene, porque es el que quiere tener más libertad para negociar sus términos. Mayor volatilidad, mayor exposición a precios, menos cobertura”, añadió.
La energía representa entre el 30% y el 40% de los costes de estas compañías, lo que condiciona cualquier decisión de cobertura, según apunta De Simón.
En particular, los grandes consumidores han soportado peajes de entre 20 y 30 €/MWh en alta tensión, lo que limita el beneficio de los bajos precios del pool.
“El gran consumidor, pese al contexto de precios bajos, ha tenido una penalización importante”, remarcó, especialmente tras los incrementos aplicados desde abril del año pasado.
RDL 7/2026: alivio regulatorio y nuevo alcance del autoconsumo
El Real Decreto-ley 7/2026, ya convalidado, introduce algunas medidas orientadas a aliviar estos desajustes y acelerar la electrificación. Entre ellas, destaca la reducción del 80% de los peajes eléctricos para la industria electrointensiva, una demanda histórica del sector.
Esta medida actúa directamente sobre uno de los principales sobrecostes que enfrentaban los grandes consumidores, corrigiendo parcialmente la brecha entre precios mayoristas y factura final.
“Más que ser una palanca de cambio, elimina una gran traba que dificultaba la competitividad”, explicó De Simón, al describir el impacto de la medida.
Este alivio se complementa con otras herramientas como la aceleración de los Certificados de Ahorro Energético y medidas para impulsar la electrificación industrial, configurando un marco más favorable para los grandes consumidores.
Uno de los cambios estructurales más relevantes es la ampliación del autoconsumo. El decreto extiende el radio hasta 5 kilómetros, habilitando nuevas configuraciones energéticas para la industria.
“Esto permitirá que polígonos industriales, centros logísticos o agroindustria puedan conectarse a instalaciones que antes no tenían acceso”, afirmó.
A nivel de red, el decreto también introduce mayor transparencia y mecanismos que penalizan la especulación en puntos de acceso, favoreciendo proyectos más avanzados.
“Muchos industriales tienen contratos con cláusulas que ya no se ajustan a su perfil operativo. La oportunidad no está solo en firmar nuevos contratos, sino en revisar los que ya están firmados”, advirtió De Simón, identificando un espacio crítico de optimización.
Aun así, la adopción de nuevas herramientas no es inmediata. Según el especialista, el sector industrial todavía mantiene una distancia respecto a los mercados de flexibilidad y los servicios de ajuste, que no terminan de integrarse en su operativa habitual. Esta situación refleja una brecha entre el desarrollo tecnológico disponible y su aplicación concreta en el ámbito productivo, donde aún falta mayor claridad en los modelos de negocio y en el valor que estas soluciones pueden aportar.
El nuevo modelo de contrato para almacenamiento publicado el 17 de marzo de 2026 en el Diario Oficial de la Federación (DOF) introduce un cambio estructural en el rol del BESS dentro del sistema eléctrico mexicano, al establecer por primera vez un esquema contractual específico para su interconexión y conexión a la red.
“El almacenamiento deja de ser un apéndice técnico sin figura contractual propia y se convierte en sujeto de derecho pleno dentro del sistema eléctrico nacional”, planteó Javier Gaona, principal BESS Consultant & Software Architect en Power Flow Analytics.
La normativa, emitida por la Comisión Nacional de Energía (CNE), define un marco obligatorio con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como contraparte y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) como coordinador técnico, ordenando la integración del almacenamiento bajo reglas claras y estandarizadas .
Este cambio regulatorio impacta directamente en la percepción de riesgo. La eliminación de ambigüedades contractuales, históricamente uno de los principales frenos del sector, comienza a reflejarse en las condiciones financieras.
En ese sentido, Gaona señaló que “lo que sí cambia de forma inmediata es la bancabilidad” y proyectó “una compresión de entre 150 y 250 puntos básicos en la tasa de descuento”, un ajuste significativo en un segmento intensivo en capital.
Este cambio también redefine la naturaleza del activo, dado que según Gaona, el almacenamiento deja de depender exclusivamente de esquemas merchant y comienza a posicionarse como infraestructura, aunque de forma parcial, dado que el desarrollo del mercado de servicios complementarios aún presenta limitaciones.
Pero el verdadero punto de inflexión no se limita al costo del financiamiento, sino a la posibilidad de capturar valor en nuevos servicios de mercado. Hasta ahora, gran parte de las capacidades técnicas del BESS no podían traducirse en ingresos estructurados.
“Antes, inyectar energía a la red vivía en una zona gris legal que encarecía los seguros, complicaba los PPA y obligaba a construir estructuras ad hoc que consumían tiempo y dinero. Sin ese soporte regulatorio, bancabilizar servicios de revenue stacking era casi imposible: ningún financiador firma contra flujos que el contrato no reconoce”, analizó Gaona en diálogo con Energía Estratégica.
Y agregó: “Ahora el punto de interconexión es un nodo gestionado con obligaciones de medición, protecciones y reporting en ambas direcciones, lo que exige mayor rigor en el diseño del sistema de control, en la selección del inversor y en la coordinación con el CENACE, y puedes documentar esos flujos con soporte regulatorio. Eso abre la puerta al arbitraje, la regulación de frecuencia y la potencia firme; servicios que antes eran técnicamente posibles pero financieramente inmonetizables”.
Sin embargo, el ejecutivo remarcó que el nuevo marco regulatorio no elimina todos los desafíos del sector, especialmente aquellos vinculados al diseño técnico y a la calidad de los supuestos sobre los que se estructuran los proyectos.
En ese punto, Gaona advirtió que “hay un riesgo que ningún contrato puede resolver y que me preocupa más que cualquier incertidumbre regulatoria: la calidad de los modelos de degradación”.
Según explicó, gran parte de las proyecciones actuales se apoyan en herramientas que no reflejan el comportamiento real de las baterías en operación. Las diferencias entre condiciones de laboratorio y entornos reales, como temperatura, humedad o ciclos térmicos, pueden impactar directamente en el desempeño y en los flujos de caja esperados.
En esa línea, sostuvo que “ningún modelo que ignore la interacción no lineal entre factores internos y condiciones externas merece llamarse modelo de degradación”, anticipando posibles desvíos entre los rendimientos proyectados y los reales a lo largo de la vida útil del activo.
A este riesgo técnico se suma un condicionante clave en la ejecución: la cadena de suministro. Incluso con un marco contractual más claro, el despliegue del almacenamiento enfrenta limitaciones concretas en infraestructura crítica.
“El cuello de botella más severo hoy en México no es regulatorio, es físico”, afirmó Gaona, al detallar que los transformadores de potencia y equipos de interconexión presentan tiempos de entrega de entre 18 y 36 meses, lo que obliga a replantear los cronogramas de desarrollo.
En paralelo, explicó que los fabricantes de baterías están priorizando proyectos con mayor grado de avance, lo que introduce una nueva lógica competitiva en la asignación de capacidad productiva.
«No basta con tener el contrato firmado; hay que tener el hardware comprometido antes de que ese contrato se firme”, remarcó.
Otro factor que comienza a definir la rentabilidad del BESS es el análisis nodal, en un sistema donde la saturación de la red no es uniforme ni constante.
«Un análisis riguroso no busca solo dónde hay hueco; busca dónde la combinación de acceso, perfil de curtailment y dinámica de precios construye la mejor ecuación de retorno”, sostuvo el especialista introduciendo una visión más sofisticada del negocio.
Con una proyección de hasta 5000 MW de almacenamiento hacia 2030, México se posiciona ante una oportunidad estratégica para escalar el BESS, aunque su materialización dependerá de la calidad de ejecución de los proyectos.
En ese sentido, Gaona advirtió que el nuevo marco acelerará el despliegue, pero no de forma automática. “La ecuación completa requiere el contrato, el nodo correcto, el equipo asegurado y el cronograma honesto. Los cuatro”, resumió.
“México tiene hoy el marco regulatorio, la señal de mercado y el conocimiento acumulado para saltarse esa curva de aprendizaje. Lo que define si esa posibilidad se materializa no es el contrato, sino la calidad de las decisiones que se tomen en los próximos doce meses”, concluyó el especialista.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM), a través de la Dirección General de Eficiencia Energética (DGEE), informó que el Perú cuenta con un importante potencial eólico distribuido en diversas regiones del país, el cual alcanza los 20493 MW, consolidando al territorio nacional como un escenario clave para el desarrollo de energías renovables.
El director general de Eficiencia Energética del MINEM, JoséMeza, destacó que este potencial se concentra principalmente en la costa norte y sur de nuestro país, donde las condiciones de viento son óptimas para la generación eléctrica a gran escala.
Detalló que, entre las regiones con mayor potencial eólico destacan Piura (7098 MW) y Lambayeque (7017 MW), que en conjunto representan más de dos tercios del total nacional, posicionándose como zonas estratégicas para el desarrollo de proyectos eólicos.
En esta lista continúan: Ica (2280 MW) y Arequipa (1020 MW), regiones del sur con condiciones favorables que permitirían ampliar significativamente la capacidad instalada. Asimismo, se identifican oportunidades de inversión en La Libertad (921 MW), Cajamarca (891 MW) y Áncash (708 MW), que también presentan un importante potencial para diversificar la generación eléctrica.
Finalmente, se encuentran Lima (429 MW) y Amazonas (129 MW), que también forman parte del mapa eólico nacional.
Meza subrayó que, pese a este amplio potencial con el que cuenta nuestro país, la capacidad instalada actual de energía eólica alcanza solo 1,01 GW, lo que representa el 5,0% del total aprovechable, evidenciando una gran brecha por cerrar y una oportunidad importante para impulsar inversiones sostenibles en el sector.
Indicó que existen diversos proyectos que cuentan con Estudio de Pre-Operabilidad aprobado por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), los cuales podrían incorporar hasta 8,2 GW adicionales al sistema eléctrico nacional.
El MINEM reafirma su compromiso de seguir promoviendo el desarrollo de energías renovables, impulsando inversiones que permitan aprovechar el potencial eólico de las regiones, contribuyendo a la diversificación de la matriz energética y al desarrollo sostenible del país.
El mercado fotovoltaico global entra en una etapa de transición tras dos años de fuerte competencia y caída en los precios de los módulos solares, en un contexto donde el sector comienza a observar presiones en los costos de fabricación vinculadas a materias primas y cambios regulatorios.
“Las previsiones de los costes en 2026 son alcistas y estarán principalmente conducidas por tres factores: el precio de la plata, el aumento del silicio y la cancelación de la devolución del impuesto de exportación del 9% a partir de abril de 2026. Únicamente teniendo en cuenta estos tres actores, la estimación del aumento es de alrededor de +0,20-0,22 CNY/W”, aseguró Guillermo Estébanez, Product Solution Manager Southern Europe Utility de AIKO.
El ejecutivo explicó que el mercado habría alcanzado recientemente su punto más bajo tras un período prolongado de caída de precios. “Durante los dos últimos años, los precios de los módulos se redujeron drásticamente a causa de la competencia extrema, lo que deterioró en muchos casos los márgenes, pero también la calidad del producto y las materias primas”, afirmó en diálogo con Energía Estratégica.
“El precio de la plata subió de 8.000 a 27.000 CNY/kg durante 2025, con un impacto estimado en el precio medio de +0,13 a +0,15 CNY/W”, explicó el ejecutivo.
A este escenario se suman también las fluctuaciones en el precio del silicio dentro de la cadena de suministro fotovoltaica, otro componente central en la fabricación de células.
“Cada 10.000 CNY por tonelada en el precio del silicio se traduce en un aumento del coste del módulo entre 0,02 y 0,03 CNY/W”, precisó Estébanez.
Asimismo, el ejecutivo advirtió que el sector deberá absorber el impacto del cambio fiscal en China que afectará a los fabricantes exportadores.
“La cancelación de la devolución del impuesto de exportación del 9% a partir de abril de 2026 tendrá un impacto estimado de +0,05 a +0,06 CNY/W”, agregó.
Mientras tanto, el mercado europeo atraviesa una etapa de moderación en su ritmo de crecimiento tras varios años de expansión acelerada.
Estébanez sostuvo que, si bien la demanda global continúa siendo elevada, la región mostró señales de desaceleración durante el último año. “Con entre 600 y 650 GW, en 2025 el mercado solar en la Unión Europea cayó ligeramente respecto a 2024”, indicó.
En concreto, el continente registró alrededor de 65.1 GW instalados, lo que representó una leve variación negativa del –0,7% interanual.
De acuerdo con el ejecutivo, esta dinámica responde principalmente a la reducción de subsidios en algunos países y a los cuellos de botella en infraestructuras energéticas, especialmente en los procesos de conexión a la red.
“La demanda a corto plazo sigue siendo moderada, mientras que se espera que el crecimiento a largo plazo sea constante”, afirmó.
A pesar de esta pausa en el ritmo de expansión, el horizonte del mercado europeo continúa siendo significativo. La Unión Europea mantiene el objetivo de alcanzar 750 GW de capacidad solar instalada hacia 2030, lo que requerirá sostener un elevado ritmo de despliegue durante los próximos años.
Dentro de este panorama, España continúa posicionándose como uno de los mercados más relevantes del continente. El país fijó la meta de alcanzar alrededor de 76 GW de capacidad solar instalada para 2030, impulsando así la expansión del mix renovable.
Frente a este escenario, AIKO refuerza su estrategia tecnológica a través de la investigación y desarrollo como uno de los pilares centrales de su posicionamiento en el mercado.
“I+D es una de nuestras principales insignias”, aseguró Estébanez.
Actualmente, más del 20% de los empleados de la compañía trabajan en esta área, respaldados por más de 450 millones de euros invertidos en los últimos tres años y más de 1.000 patentes registradas.
Según explicó el directivo, este enfoque permite acelerar los ciclos de innovación y optimizar el rendimiento de sus tecnologías. “AIKO es uno de los pocos fabricantes que controlan toda la cadena de valor, desde el cuarzo, el polisilicio, la oblea, la célula y el módulo”, destacó.
En ese marco, la empresa desarrolla soluciones orientadas a mejorar la eficiencia y reducir la dependencia de materias primas críticas.
“Hace tiempo empezamos a desarrollar soluciones más fiables a bajo coste. Una de ellas es el uso de cobre en vez de la plata para la metalización, lo que no solo permite reducir costes, sino también garantizar estabilidad en la cadena de suministro y una alta confiabilidad y conductividad”, apuntó.
Nuevas generaciones de módulos para distintos segmentos
En paralelo a su estrategia de investigación y desarrollo, AIKO presentó nuevas generaciones de módulos orientadas a distintos segmentos del mercado fotovoltaico, desde instalaciones residenciales hasta proyectos utility-scale. Entre las novedades se destacan las series Neostar, Infinite y Stellar, que incorporan la tecnología All Back Contact (ABC) para maximizar la captación de luz y mejorar la eficiencia de los paneles.
Según explicó Estébanez, los modelos de tercera generación introducen mejoras en potencia, eficiencia y durabilidad. Entre ellos sobresale el Neostar 3P54, que alcanza hasta 500 W de potencia y una eficiencia cercana al 25%, mientras que para plantas de gran escala la compañía desarrolló la segunda generación del Stellar, en concreto el Stellar 2N+, con potencias de hasta 680 W y niveles de bifacialidad de alrededor del 80%. Estas soluciones buscan optimizar la producción energética, reducir pérdidas eléctricas y mejorar el rendimiento de los proyectos a lo largo de su vida útil.
“Estamos entrando en una era de competencia por valor, impulsada por las necesidades del usuario final. Con el aumento de la eficiencia de los módulos del 21% al 25% y con perspectivas de alcanzar el 35% en 15 años, nos centramos en una innovación impulsada por el valor y centrada en el cliente”, concluyó el referente de la compañía.
Durante su participación en FES Argentina 2026, GameChange Solar expuso un cambio estratégico que redefine su rol dentro del sector fotovoltaico: la compañía deja atrás su posicionamiento exclusivo como fabricante de seguidores solares para avanzar hacia un modelo de negocio más amplio, enfocado en soluciones integrales.
Este giro responde a una lógica clara: capturar mayor valor en la cadena y mejorar la competitividad de los proyectos en un contexto donde el precio ya no es el único factor decisivo.
“Estamos en la transición de dejar de ser únicamente una empresa de trackers a ser una empresa de energía”, afirmó el director de desarrollo de negocio para Latinoamérica de GameChange Solar, Juan González.
La firma incorporó recientemente nuevas unidades vinculadas al suministro de equipamiento crítico, entre las que se destacan los transformadores de media tensión, con inversiones en mercados como India, así como el desarrollo de soluciones de Balance of System (BOS), que permite a la empresa ofrecer una propuesta más completa para proyectos utility scale.
El objetivo de fondo es optimizar el costo nivelado de energía (LCOE), abordando de manera integral todas las variables que impactan en el rendimiento de una planta, con influencia tanto en la generación como también en la eficiencia de la construcción y operación.
“Podemos ofrecer un costo nivelado de energía óptimo atacando los diferentes lados de la ecuación”, sostuvo González.
A esto se suma la optimización de los tiempos de ejecución, un aspecto cada vez más determinante en proyectos de gran escala, dado que la estrategia de preensamblado permite reducir tareas en campo y acelerar los cronogramas de obra.
“Enviamos la mayor cantidad de partes preensambladas desde fábrica para minimizar tiempos y tareas repetitivas en campo”, explicó el ejecutivo.
Este enfoque integral cobra especial relevancia en mercados como Argentina, donde la competitividad de los proyectos depende de múltiples factores simultáneos. Sin embargo, la compañía aún enfrenta un desafío clave: consolidar su presencia con proyectos concretos en el país.
Actualmente, la firma no cuenta con track record local, lo que representa una barrera en un mercado que muestra un grado creciente de madurez técnica y exigencia.
“Esperamos que el esfuerzo realizado se materialice en cerrar oportunidades concretas y tener un tracker instalado en Argentina”, señaló González.
La validación en el mercado argentino será determinante para escalar operaciones en la región. En un contexto donde los desarrolladores priorizan experiencia comprobada, la ejecución de los primeros proyectos marcará un punto de inflexión para la compañía.
En paralelo, la evolución de GameChange refleja una tendencia más amplia del sector: la transición de fabricantes de tecnología hacia proveedores de soluciones energéticas completas.
Esta transformación redefine la competencia en la industria, donde la integración entre tecnología, ingeniería y servicios pasa a ser un diferencial clave. Ya no se trata solo de suministrar equipamiento, sino de incidir en el desempeño global de los proyectos.
De cara a los próximos años, el desafío será consolidar este modelo en mercados como Argentina, donde el crecimiento del sector abre oportunidades, pero también exige resultados concretos en campo.
La empresa Revolve Renewable Power Corp, un desarrollador, propietario y operador norteamericano de proyectos de energía renovable, anunció que ha firmado el acuerdo final de interconexión con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para su proyecto eólico «EL24» de 130 megavatios (MW), ubicado en Tamaulipas, México, alcanzando así un hito clave en el desarrollo del proyecto.
El Acuerdo de Interconexión establece los términos técnicos y comerciales bajo los cuales EL24 se conectará y entregará energía a la red eléctrica nacional de México. La firma de este acuerdo representa un paso fundamental en el ciclo de desarrollo del proyecto, ya que confirma los derechos de acceso a la red, la capacidad de conexión y el punto de interconexión.
Adicionalmente, la Compañía también ha recibido la aprobación de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), autoridad ambiental federal de México, para el primer permiso ambiental requerido en el sitio del proyecto, asegurando otro avance relevante.
“Garantizar el acuerdo final de interconexión para EL24 es un hito decisivo para este proyecto”, afirmó el CEO, Myke Clark.
«La certeza en la interconexión suele ser uno de los logros más complejos y que más valor agregan en el desarrollo de proyectos de esta escala. Este acuerdo reduce significativamente el riesgo, confirma nuestros derechos de acceso a la red y posiciona a EL24 firmemente en el camino hacia el estado Ready-to-Build (RTB). Estamos orgullosos de la ejecución disciplinada que nos ha traído hasta aquí y esperamos avanzar con los próximos hitos del proyecto”, agregó.
EL24 ya cuenta con un Permiso de Generación definitivo otorgado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), el regulador federal del sector energético en México. El proyecto fue uno de solo cinco parques eólicos en todo el país que obtuvieron este permiso en el reciente proceso de adjudicación.
Con el Acuerdo de Interconexión firmado y el Permiso de Generación asegurado, Revolve enfocará sus próximos pasos en:
Completar la ingeniería final y la optimización de aerogeneradores.
Evaluar alternativas comerciales, incluyendo financiamiento para la construcción, alianzas estratégicas y posibles oportunidades de monetización.
Alcanzar el estado Ready-to-Build (RTB) hacia finales de 2026.
Iniciar la operación comercial en 2028.
La Compañía continuará informando a sus accionistas sobre nuevos avances y hitos del proyecto en los próximos meses.
La volatilidad del mercado energético global, impulsada por las tensiones en Medio Oriente, ha situado a América Latina y el Caribe (ALC) en una encrucijada estratégica. Mientras los precios del diésel y la gasolina escalan a promedios de USD 1,30 por litro, la región ha encontrado un blindaje financiero en la energía eléctrica.
Según los últimos datos técnicos del sector, la flota eléctrica actual en ALC ya genera un ahorro directo en consumo energético de USD 1000 millones anuales, lo que equivale a dejar de gastar USD 2,7 millones cada día en combustibles fósiles.
La eficiencia operativa es el motor de esta rentabilidad. Un vehículo eléctrico es hasta cinco veces más eficiente que su contraparte de combustión, permitiendo que un automóvil liviano alcance un ahorro del 81% por kilómetro recorrido bajo los precios actuales.
En términos nominales, mover un auto eléctrico hoy es USD 2 018 más barato al año que uno de gasolina; una brecha que se ensancha drásticamente si el crudo sigue al alza: ante un incremento del 50% en los combustibles, este ahorro anual escalaría a los USD 3 308.
Cifra destacada: El precio promedio actual de la electricidad se mantiene así: para carga de un bus eléctrico en 0,13 USD/kWh y para carga de un automóvil eléctrico liviano en 0,15 USD/kWh (para graficar).
El segmento del transporte público masivo presenta las cifras más disruptivas para los presupuestos estatales y municipales. Un solo bus eléctrico representa un ahorro anual de USD 26 000 frente a uno de diésel.
No obstante, la rentabilidad es exponencial ante la crisis: si los combustibles suben un 50%, el ahorro anual por unidad se dispara a USD 48 750, prácticamente duplicando el beneficio económico y consolidando a los buses eléctricos como el activo más resiliente para la infraestructura urbana.
Con un parque de 8 000 buses eléctricos y 400.000 autos livianos en circulación, la región ha logrado que un alza del 40% en los combustibles amplifique el beneficio económico de la transición, incrementando el ahorro regional en un 122%. Este fenómeno demuestra que la electromovilidad no es solo una meta de descarbonización, sino una estrategia de ahorro energético frente a la dependencia de importaciones de hidrocarburos.
La inversión en movilidad eléctrica en ALC ha dejado de ser una apuesta a futuro para convertirse en una herramienta de estabilidad inmediata. De los ahorros totales, el 80% proviene de la flota de vehículos livianos, demostrando que el consumidor final está capitalizando la mayor eficiencia del motor eléctrico. Al mantener costos de electricidad estables (USD 0,15/kWh promedio), se atenúan los choques externos que hoy asfixian a las economías dependientes del petróleo.
En conclusión, la coyuntura geopolítica está acelerando el retorno de inversión para quienes apuestan por la red eléctrica. La transición hacia la movilidad cero emisiones se posicionan como el mejor seguro contra la inflación energética, donde cada kilómetro recorrido con electricidad protege el capital regional y fortalece la resiliencia económica de América Latina y el Caribe.
El evento tendrá lugar del 14 al 16 de mayo en el Polo Científico Tecnológico de Neuquén
Neuquén se prepara para recibir el evento del año dedicado a la Inteligencia Artificial. Del 14 al 16 de mayo, el Polo Científico Tecnológico de Neuquén será el escenario donde especialistas, empresas y el sector académico convergerán para debatir el futuro de la innovación y la transformación digital en la región.
Con el objetivo de consolidar un ecosistema donde la tecnología impulse el desarrollo productivo y social, llega la IA Week Neuquén. Esta iniciativa, organizada por el Polo Científico Tecnológico y la Sociedad Argentina de Inteligencia Artificial (SAIA), junto a ENE Polo Tecnológico Neuquén e IFES, representa un paso fundamental para ubicar a la provincia en un lugar preponderante dentro de la economía del conocimiento a nivel nacional.
Nueva edición de la IA Week
Durante tres jornadas intensas, el encuentro se proyecta como un espacio estratégico de intercambio, aprendizaje y vinculación. La propuesta apunta no solo a analizar las tendencias globales, sino también a acercar la Inteligencia Artificial a la realidad cotidiana de los negocios, la industria y la comunidad, promoviendosoluciones concretas que impulsen el crecimiento regional, según destacaron desde la organización.
En ese sentido, desde la organización destacan el impacto que tendrá el evento en el desarrollo local. “Un evento de IA en Neuquén es una ventana al futuro: ideas, innovación y oportunidades para transformar nuestra región”, afirmó Diego Manfio, titular de Ingeniería SIMA SA y referente de ENE Polo Tecnológico Neuquén.
“Desde SAIA acompañamos esta iniciativa en Neuquén, región clave para la matriz productiva del país, que reafirma nuestra convicción de que la IA no es sólo una herramienta tecnológica: es una oportunidad para transformar industrias, generar talento local y posicionar a la Argentina como referente regional en innovación”, destacaron desde la Fundación Argentina de Inteligencia Artificial.
Gustavo Cabrera subrayó la relevancia estratégica para el sector productivo: “Este evento es clave para potenciar el futuro de Vaca Muerta, integrando la IA como herramienta estratégica para el crecimiento y buscando que la tecnología impulse la capacidad de todo nuestro sector productivo”.
Marcos Galian destacó el alcance regional de la iniciativa: “Vemos repercusiones en todo el Alto Valle de Neuquén y Río Negro por este primer gran evento de IA: muchísimos sectores quieren incorporar la IA a sus espacios laborales. Este evento es una gran oportunidad para conocer casos de éxito, capacitarse, conectar con otros y escuchar a los expertos. Se generará una sinergia de networking altamente positiva para toda la región, además del alto impacto en Vaca Muerta de toda esta revolución”.
Marcela Messineo, de MMPRO eventos, señaló: “Este evento, IA Week Neuquén, es una invitación a activar, hoy, el potencial de nuestra región. Integramos la IA como una fuerza transformadora que expande el talento, impulsa la innovación y eleva todo nuestro ecosistema productivo”.
Un ecosistema en expansión
La IA Week ofrecerá una agenda dinámica que incluye:
Paneles de Alto Impacto: Disertaciones a cargo de speakers nacionales e internacionales que lideran la vanguardia tecnológica, como es els caso de Santi Siri, Freddy Vivas, entre otros.
Experiencias Interactivas: Espacios para conocer de cerca casos de uso reales y el potencial de la IA generativa.
Networking Estratégico: Un punto de encuentro clave para generar sinergias entre emprendedores, referentes del sector público y el ámbito empresarial de Neuquén y Río Negro.
Hacia una cita obligada
Este evento busca trascender la coyuntura y posicionarse como una plataforma anual de referencia en la Patagonia. Al fomentar el diálogo entre el sector académico y el mundo privado, la IA Week Neuquén se proyecta como el motor para detectar nuevas oportunidades de inversión y desarrollo sostenible en el corazón del sur argentino.
Desde la organización informaron que próximamente se dará a conocer la grilla completa de actividades y los mecanismos de participación para quienes deseen ser protagonistas de esta transformación tecnológica sin precedentes.
La discusión sobre una eventual privatización de YPF reapareció en la agenda política y económica. No es la primera vez que el tema circula, pero sí es la primera en muchos años en la que confluyen tres elementos al mismo tiempo: una empresa en su mejor momento operativo en una década, un valor de mercado que recuperó niveles previos a la expropiación y un escenario fiscal que vuelve atractiva cualquier fuente extraordinaria de ingresos.
El punto de partida es objetivo:
Al 6 de abril de 2026, YPF vale en el mercado USD 17.953 millones, con una acción que cotiza a USD 45,22 en Nueva York y ARS 64.925 en Buenos Aires. Analistas internacionales mantienen recomendación de compra y proyectan precios objetivo de hasta USD 54. La empresa recuperó capitalización, redujo costos, incrementó producción shale y alcanzó un EBITDA récord.
Pero el valor de mercado es solo una parte de la ecuación. La otra parte —menos visible, más estructural— es lo que YPF significa para el Estado, las provincias productoras, la cadena de proveedores y la matriz energética.
1. El aporte fiscal: un flujo que no es menor
Según balances auditados, informes tributarios y datos de recaudación sectorial, YPF aporta entre USD 4.500 y 6.000 millones anuales al Estado argentino, sumando:
Impuesto a las Ganancias (USD 1.709 millones en 2025).
IVA.
Ingresos Brutos.
Impuesto al Cheque.
Contribuciones patronales y cargas laborales.
Regalías provinciales (USD 900–1.200 millones).
Derechos de exportación.
Es decir: en tres o cuatro años, YPF genera en impuestos lo mismo que vale en el mercado. Y aun privatizada, seguiría tributando. Pero la recaudación futura depende de supuestos que no siempre se cumplen: inversión sostenida, producción creciente, estabilidad regulatoria y ausencia de prácticas de vaciamiento.
2. ¿Cuánto valdría YPF en una privatización real?
El valor de mercado es un piso, no un techo. Una privatización no se define por la cotización del día, sino por:
Por eso, cualquier cifra —USD 18.000 millones, USD 25.000 millones o más— es solo una referencia. El precio final dependería de negociaciones, auditorías, compromisos de inversión y condiciones regulatorias.
Y, como ocurre en privatizaciones complejas, el comprador difícilmente pagaría todo en efectivo. Podría haber:
pagos en tramos,
canjes de deuda,
acciones,
compromisos de inversión,
esquemas financieros híbridos.
El Estado no recibiría una suma única y líquida, sino una combinación de instrumentos.
3. El riesgo de cambiar la lógica de la empresa
Hoy YPF opera bajo una lógica dual:
Debe ser rentable,
pero también cumplir un rol estratégico: abastecimiento, inversión en zonas marginales, desarrollo de proveedores, estabilidad de precios, articulación federal.
Un privado opera con otra lógica: maximizar retorno para accionistas.
No es una lógica “mala”, es distinta. Y esa diferencia puede impactar en:
la inversión en áreas de baja rentabilidad,
la continuidad de proveedores locales,
la política de precios internos,
la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta,
la estabilidad laboral,
la gestión ambiental.
4. Proveedores: un ecosistema que no aparece en los balances
YPF sostiene miles de pymes industriales, metalúrgicas, de servicios, ingeniería, transporte y tecnología. Muchas existen porque YPF compra. Otras crecieron porque YPF les dio escala.
Una privatización podría mantener ese esquema… o no. Dependería del modelo de compras del nuevo dueño, de su política de integración local y de su estrategia de costos.
El riesgo no es teórico: si se concentran compras, se importan insumos o se exigen estándares que solo grandes players globales pueden cumplir, la cadena de valor argentina podría verse afectada.
5. Ambiente: el costo que siempre vuelve al Estado
En una empresa estatal, un incidente ambiental es un problema político, económico y reputacional para el propio Estado. En una empresa privada, el costo se reparte entre multas, seguros, litigios y reguladores. Si el regulador es débil o las multas son bajas, el incentivo a asumir riesgos aumenta.
La pregunta no es si un privado puede operar bien —muchos lo hacen—, sino qué pasa si algo sale mal.
6. El federalismo energético: un actor que no puede quedar afuera
Las provincias productoras, a través de OFEPHI, son accionistas del 25% de YPF. Cualquier cambio en la estructura de propiedad afecta:
Una privatización sin consenso federal sería políticamente inviable.
7. Entonces, ¿qué está realmente en debate?
No si YPF debe ser estatal o privada. No si el Estado debe recaudar más o menos. No si el mercado valora bien o mal a la empresa.
Lo que está en debate es algo más profundo:
¿Qué lugar debe ocupar YPF en la arquitectura energética argentina de los próximos 30 años?
¿Es solo una empresa?
¿Es una herramienta de política energética?
¿Es un ancla de desarrollo regional?
¿Es un actor estratégico en Vaca Muerta?
¿Es un generador de recaudación?
¿Es todo eso a la vez?
8. Una conclusión abierta, como pide esta sección
Los números están sobre la mesa: YPF vale cerca de USD 18.000 millones, aporta USD 4.500–6.000 millones por año en impuestos y opera en su mejor momento en una década. Privatizarla podría generar ingresos extraordinarios, pero también implica riesgos económicos, ambientales, productivos y federales que no se resuelven con una sola cifra.
La pregunta no es si vender o no vender. La pregunta es qué perdería y qué ganaría el país con cada camino. Y si el valor de una empresa estratégica puede medirse únicamente por su cotización bursátil.
El presidente Javier Milei recibió a José Antonio Kast para avanzar en una agenda bilateral centrada en migración, seguridad y minería, tres áreas que ambos consideran estratégicas para la integración regional. La reunión se desarrolló en la Casa Rosada y funcionó como un espacio de alineamiento político y técnico entre los dos referentes.
El encuentro incluyó un análisis conjunto sobre crimen organizado, control fronterizo y cooperación en inteligencia. Además, se discutieron mecanismos para agilizar extradiciones y fortalecer la coordinación entre fuerzas de seguridad. Por otra parte, ambos equipos evaluaron medidas para ordenar los flujos migratorios y mejorar los sistemas de verificación en pasos fronterizos.
La minería ocupó un lugar central. Kast destacó el potencial de integración entre ambos países, especialmente en litio, cobre y logística cordillerana. A la vez, Milei planteó la necesidad de acelerar inversiones y simplificar marcos regulatorios para atraer capitales.
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También se mencionaron obras en pasos fronterizos que permitirían reducir tiempos logísticos y mejorar la competitividad exportadora.
En paralelo, se revisaron oportunidades para ampliar el comercio bilateral y coordinar posiciones en foros internacionales. La conversación incluyó temas de energía, infraestructura y cadenas de valor regionales, con énfasis en proyectos que requieren cooperación técnica y financiamiento.
La reunión consolida un eje político que busca transformar afinidades ideológicas en proyectos concretos. Además, abre una ventana para profundizar la integración minera y logística entre Argentina y Chile.
Si estas iniciativas avanzan, podrían mejorar la competitividad regional, atraer inversión privada y fortalecer la infraestructura estratégica que ambos países necesitan para escalar su matriz productiva.
El mapa productivo de Vaca Muerta vuelve a moverse. Esta vez, el impulso llega desde el flanco oriental de la formación, donde Phoenix Global Resources, controlada en un 90% por Mercuria Energy Group y con participación minoritaria del empresario argentino José Luis Manzano, presentó un megaproyecto de USD 6.000 millones para adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
La iniciativa proyecta un crecimiento del 260% en la producción hacia 2030, con un salto desde los actuales 22.000 barriles diarios hasta los 66.000 barriles diarios.
El desarrollo se concentrará en los bloques Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, además de un quinto bloque en proceso de adquisición.
Se trata de un corredor que no forma parte del eje tradicional de Añelo: su área de influencia directa abarca a San Patricio del Chañar, Centenario, Vista Alegre y la propia Neuquén capital, que ya funcionan como bases logísticas, operativas y de servicios para la expansión del shale en la zona.
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La escala del proyecto anticipa un impacto territorial significativo. San Patricio del Chañar, históricamente vinculada a la producción frutícola, consolida su reconversión como nodo energético, con mayor demanda de transporte, metalmecánica, construcción, alojamiento, ingeniería y servicios especializados.
Centenario y Vista Alegre, por su cercanía a los bloques, se integran como puntos de apoyo para pymes locales, talleres, bases operativas y logística liviana. Neuquén capital absorbe la actividad corporativa, la ingeniería de alto nivel, la logística pesada y el empleo calificado.
El plan de Phoenix/Mercuria se articula con la entrada en operación del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), prevista para fines de 2026, que sumará 180.000 barriles diarios de capacidad de transporte hacia el Atlántico.
La necesidad de “llenar el caño” acelera la perforación y la inversión en nuevos desarrollos, especialmente en áreas con buena accesibilidad vial y cercanía a centros urbanos, como el flanco oriental.
El megaproyecto también refuerza la tendencia de diversificación geográfica dentro de Vaca Muerta. Mientras el corredor central —Añelo, Loma Campana, La Calera— concentra la mayor parte de la producción actual, el este neuquino emerge como una nueva frontera de crecimiento, con infraestructura menos saturada y costos logísticos más competitivos.
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La expansión de este corredor abre oportunidades para proveedores locales, contratistas regionales y pymes que buscan integrarse a la cadena de valor del shale.
La presentación del proyecto al RIGI se suma a los anuncios recientes de Pampa Energía (USD 4.500 millones) y Tecpetrol (USD 2.400 millones), consolidando una ola de inversiones que reconfigura el panorama del upstream argentino.
En todos los casos, el régimen funciona como un marco de previsibilidad para inversiones intensivas en capital y de largo plazo, con impacto directo en infraestructura, empleo y desarrollo territorial.
Con este movimiento, el flanco oriental de Vaca Muerta deja de ser una zona emergente para convertirse en un corredor estratégico. La combinación de inversión sostenida, infraestructura en expansión y cercanía a centros urbanos posiciona a San Patricio del Chañar, Centenario y Vista Alegre como protagonistas de una nueva etapa del desarrollo energético neuquino.
Una etapa que no solo incrementa la producción, sino que transforma el territorio, diversifica la matriz productiva y amplía las oportunidades para la cadena de proveedores locales.
Santa Cruz vuelve a aparecer en el mapa energético con una señal que, aunque preliminar, empieza a generar expectativa en la cadena de proveedores y en las localidades petroleras de la provincia.
El secretario de Energía, Jaime Álvarez, confirmó que existen indicios geológicos alentadores que podrían derivar en nuevos yacimientos, tanto en petróleo convencional como en recursos no convencionales de baja permeabilidad.
Los estudios se concentran en tres zonas con perfiles distintos:
Norte de Santa Cruz
En continuidad con la Cuenca del Golfo San Jorge, donde operan históricamente Caleta Olivia, Cañadón Seco, Pico Truncado y Las Heras.
Los análisis sísmicos recientes muestran potencial para petróleo convencional y tight oil, lo que podría reactivar áreas maduras y abrir oportunidades para pymes locales de servicios, transporte, metalmecánica y mantenimiento.
Centro–norte provincial
Una franja donde operadoras vienen realizando estudios sísmicos de nueva generación. El interés se orienta a formaciones de baja permeabilidad que requieren tecnologías de completación avanzadas. Si los resultados son positivos, esta zona podría sumar actividad en logística, perforación y servicios especializados.
Cuenca Austral (sur de la provincia)
Con foco en gas no convencional, un recurso estratégico para la transición energética. Río Gallegos y su área de influencia podrían beneficiarse con mayor demanda de ingeniería, logística pesada y servicios corporativos.
Aunque no hay anuncios formales ni bloques adjudicados, la provincia reconoce que los datos preliminares son “promisorios” y que las operadoras están en fase de análisis técnico. La confirmación de nuevos yacimientos abriría un ciclo de inversiones con impacto directo en empleo, infraestructura vial, campamentos, transporte, talleres y proveedores regionales.
Para Santa Cruz, que combina historia petrolera con desafíos de declino natural en áreas maduras, esta señal funciona como un radar de oportunidades: un anticipo de posibles movimientos que podrían reactivar localidades, diversificar la matriz productiva y fortalecer la cadena de valor provincial.
Por ahora, el proceso está en etapa de estudios. Pero el territorio ya se prepara para un escenario donde la geología vuelva a jugar a favor.
Neuquén sumó un nuevo proyecto de escala mayor en el norte de Vaca Muerta y el movimiento ya se siente en toda la región. El desarrollo Los Toldos II Este, operado por Tecpetrol (90%) en asociación con Gas y Petróleo del Neuquén – GyP (10%), marca el inicio de un ciclo de inversiones que reconfigura el mapa productivo y consolida a Rincón de los Sauces como un polo de crecimiento sostenido para la próxima década.
El plan contempla una inversión inicial de USD 2.400 millones hasta 2028, con la perforación de 380 pozos, la construcción de plantas de procesamiento, oleoductos, gasoductos e instalaciones complementarias.
La producción se desplegará en dos módulos: 35.000 barriles diarios en marzo de 2027 y 70.000 barriles diarios en julio del mismo año, lo que equivale a cerca del 10% de la producción actual de petróleo del país.
Además, el proyecto prevé una etapa posterior de inversión sostenida de USD 370 millones anuales durante 10 años, destinada a completar infraestructura, mantener actividad y sostener la curva de producción.
Este esquema de largo plazo convierte al norte neuquino en un área estratégica dentro de Vaca Muerta, tradicionalmente dominada por el corredor central de shale oil.
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Por otra parte, el impacto territorial es inmediato. Rincón de los Sauces, históricamente vinculada a la actividad hidrocarburífera, ingresa en una fase de expansión acelerada: mayor demanda de servicios, ampliación de infraestructura urbana, crecimiento del parque habitacional y un aumento significativo en la actividad de proveedores locales.
El proyecto es intensivo en pymes de metalmecánica, transporte, ingeniería, construcción, logística y servicios especializados, lo que genera un efecto multiplicador en la economía regional.
En paralelo, la participación de GyP, la petrolera provincial, asegura que parte del valor generado quede en Neuquén y refuerza el modelo de asociación público–privada que la provincia viene consolidando desde hace más de una década. La estrategia combina previsibilidad regulatoria, incentivos a la inversión y una política activa de desarrollo territorial.
El megaproyecto también se integra a la expansión de infraestructura que Neuquén impulsa para acompañar el crecimiento del shale: nuevos ductos, ampliación de capacidad de transporte, refuerzos eléctricos y mejoras en rutas y accesos.
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La escala de Los Toldos II Este exige una logística robusta y acelera la consolidación del norte como un nodo productivo de peso propio.
En este contexto, la transformación de Rincón de los Sauces deja de ser una proyección para convertirse en un proceso en marcha. La ciudad se posiciona como uno de los centros operativos más dinámicos de Vaca Muerta, con inversiones de largo plazo, empleo calificado y una cadena de proveedores que se expande al ritmo de la actividad.
El norte neuquino entra así en una nueva etapa: más infraestructura, más producción y más desarrollo territorial. Un movimiento que no solo diversifica la geografía del shale, sino que redefine el mapa de inversiones energéticas en la Argentina.
Argentina avanza en un cambio estructural para garantizar el gas del invierno. ENARSA recibió dos ofertas técnicas en la licitación que definirá qué operador privado gestionará la importación de GNL a través de la terminal de Escobar, infraestructura clave para sostener la demanda residencial e industrial durante los meses de mayor consumo.
El proceso seleccionará un agente comercializador–agregador que asumirá la compra de los cargamentos, la logística marítima y la entrega del gas regasificado al sistema. Además, el Estado mantendrá el control de la terminal, mientras el privado absorberá el riesgo comercial y financiero. Este esquema forma parte de la reorganización del sector energético prevista en la Ley Bases.
El cronograma avanza con fechas definidas. El Sobre 2, que contiene las ofertas económicas, se abrirá el 13 de abril. A la vez, la adjudicación final está prevista para el 21 de abril, lo que permitirá cerrar contratos a tiempo para la ventana invernal. El mecanismo establecerá un margen fijo sobre el precio internacional del GNL, destinado a cubrir costos operativos, riesgos y el uso de la terminal.
La importación de GNL será operada íntegramente desde la terminal de Escobar, que vuelve a ocupar un rol central en el abastecimiento del AMBA y el Litoral, regiones que concentran el mayor consumo residencial del país.
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En paralelo, la producción de Vaca Muerta continúa creciendo, aunque las limitaciones de transporte impiden cubrir la demanda invernal sin apoyo del GNL importado.
El proceso abre oportunidades para empresas vinculadas a logística portuaria, operación de terminales, transporte y planificación del sistema. Además, ordena la transición hacia un modelo donde el sector privado asume funciones comerciales que antes recaían sobre ENARSA.
En este contexto, la licitación representa un avance hacia un esquema más competitivo y previsible. A la vez, consolida una coordinación público–privada que permitirá sostener el suministro mientras se amplía la capacidad de transporte desde Vaca Muerta, condición clave para reducir la dependencia del GNL en los próximos inviernos.
Tierra del Fuego avanza en un proceso de reconversión energética sobre los yacimientos que YPF dejó en la provincia, con un modelo de gestión que combina control provincial, inversión privada y un plan técnico orientado a recuperar producción en campos maduros de la Cuenca Austral.
El objetivo es extender la vida útil de las áreas, modernizar instalaciones y sostener la actividad hidrocarburífera en una región clave para el abastecimiento de gas del sur argentino.
El gobierno fueguino tomó control operativo de los bloques y conformó una sociedad mixta para reactivar pozos, realizar trabajos de pulling y workover, y actualizar infraestructura que llevaba años con actividad mínima.
La estrategia se centra en tecnologías de recuperación secundaria y terciaria, fundamentales para pozos de baja presión y formaciones convencionales que requieren intervención continua.
La reconversión tiene un impacto territorial directo. Río Grande vuelve a posicionarse como base operativa central, con mayor demanda de servicios petroleros, metalmecánica, transporte, mantenimiento industrial y logística.
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Tolhuin absorbe parte del movimiento asociado a alojamiento, servicios complementarios y abastecimiento, mientras que Ushuaia concentra funciones administrativas, corporativas y de ingeniería.
El plan también incluye mejoras en caminos internos, refuerzos en instalaciones de superficie, adecuación de plantas y ampliación de la capacidad de tratamiento, lo que genera oportunidades para contratistas locales y pymes regionales.
La continuidad de la actividad permite sostener empleo especializado y preservar capacidades técnicas que son estratégicas para la provincia.
En un contexto de declino natural de los campos maduros, la decisión de reactivar las áreas que dejó YPF marca un cambio de etapa: Tierra del Fuego pasa de administrar el cierre progresivo de pozos a impulsar un esquema de recuperación productiva, con impacto directo en proveedores, infraestructura y desarrollo local.
Una señal que vuelve a poner a la Cuenca Austral en el radar energético nacional.
Brasil puso en operación el FPSO Almirante Tamandaré, una de las plataformas petroleras más grandes del mundo, y el movimiento ya se siente en toda América Latina. La estructura, instalada en el megacampo Búzios, marca un salto tecnológico que reposiciona al país como potencia energética hemisférica y redefine el equilibrio entre Brasil, Guyana y Argentina.
El FPSO, desarrollado por Petrobras junto a SBM Offshore, puede producir 225.000 barriles diarios, procesar 12 millones de metros cúbicos de gas y almacenar 1,4 millones de barriles en alta mar. Además, fue diseñado para operar 25 años en aguas ultraprofundas, a más de 2.000 metros de profundidad.
La escala es inédita en la región y consolida al presal como uno de los activos offshore más competitivos del planeta.
Por otra parte, el avance brasileño coincide con la expansión acelerada de Guyana, que ya supera los 600.000 barriles diarios en su bloque Stabroek y proyecta duplicar esa cifra antes de 2030. El país caribeño se convirtió en el nuevo polo de atracción para inversiones globales y en un socio estratégico para Estados Unidos y Europa en la diversificación de suministros.
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En paralelo, Argentina avanza con su propio capítulo offshore. El proyecto Argerich, en la Cuenca Argentina Norte, inicia su etapa exploratoria con expectativas de alto impacto para la matriz energética. Aunque en una fase más temprana, el país se integra a un corredor marítimo donde la ingeniería, la escala y la geopolítica se combinan para definir el futuro energético del Atlántico Sur.
A la vez, el interés de China agrega una capa estratégica adicional. El gigante asiático observa el presal como un activo clave para asegurar abastecimiento a largo plazo y ya participa en proyectos de infraestructura y financiamiento en Brasil y Venezuela.
Su presencia confirma que el offshore latinoamericano dejó de ser un asunto regional para convertirse en un espacio de competencia global.
En este contexto, el nuevo triángulo energético —Brasil, Guyana y Argentina— abre oportunidades para proveedores, servicios especializados y cadenas industriales vinculadas a la ingeniería offshore. La región ingresa en una etapa donde la escala, la tecnología y la planificación de largo plazo serán determinantes para capturar inversiones y consolidar un posicionamiento estratégico en el mapa energético mundial.
Phoenix Global Resources integró inteligencia artificial en tiempo real a su operación de perforación en Vaca Muerta, consolidándose como una de las primeras compañías del país en aplicar modelos predictivos avanzados dentro de un pozo activo.
La iniciativa surge de un acuerdo con Helmerich & Payne (H&P) y Corva, dos referentes globales en automatización y análisis de datos para la industria del shale.
El proyecto combina la plataforma Autodriller de H&P con los modelos predictivos de Corva, permitiendo ajustar parámetros críticos de perforación con precisión algorítmica.
Además, el sistema opera sobre el RIG 234, que Phoenix utiliza en su hub no convencional, y procesa información operativa en tiempo real para anticipar vibraciones, optimizar el peso sobre la mecha y reducir desvíos.
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Por otra parte, la integración tecnológica mejora la seguridad operativa, reduce tiempos improductivos y estandariza decisiones que antes dependían exclusivamente de la experiencia del equipo en campo. La compañía destacó que la IA permite lograr una mayor consistencia entre pozos y acelerar curvas de aprendizaje en zonas de alta complejidad geológica.
En paralelo, la alianza posiciona a Phoenix dentro de la tendencia global que impulsa la automatización de rigs y la perforación basada en datos. La digitalización se vuelve un factor clave para sostener la competitividad del shale argentino y mejorar la eficiencia en cada etapa del desarrollo.
En este contexto, la adopción de IA por parte de Phoenix muestra cómo la innovación aplicada puede fortalecer la productividad, ampliar oportunidades para proveedores tecnológicos y consolidar a Vaca Muerta como un polo de ingeniería avanzada dentro del sector energético regional.
La Cumbre de Estaciones de Servicio 2026 se realizará el 12 de mayo en el Hotel Sheraton de Buenos Aires y abrirá con la participación del Subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Federico Veller.
La presencia del funcionario confirma el interés oficial en un sector que atraviesa una transformación profunda impulsada por nuevas tecnologías, cambios regulatorios y la evolución del consumo.
El encuentro reunirá a propietarios de estaciones, directivos de YPF, Raízen y AXION, proveedores de servicios, empresas tecnológicas y legisladores nacionales. Además, contará con un panel central moderado por Sofía Diamante, donde las principales petroleras analizarán tendencias del mercado, estrategias de expansión y desafíos operativos.
Por otra parte, la agenda incluirá debates sobre digitalización, eficiencia operativa, retail, nuevos modelos de negocio y sostenibilidad ambiental.
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Las estaciones avanzan hacia un rol ampliado: dejan de ser puntos de expendio para convertirse en plataformas de servicios, con foco en logística, movilidad y atención al cliente.
En paralelo, las entidades empresarias presentarán diagnósticos sobre márgenes, costos operativos, inversiones necesarias y oportunidades de modernización. El sector busca previsibilidad regulatoria y un marco que acompañe la reconversión tecnológica.
En este contexto, la Cumbre se consolida como un espacio estratégico para alinear expectativas entre Estado, petroleras y operadores.
La articulación público–privada será clave para sostener inversiones, mejorar la competitividad y acelerar la transición hacia estaciones más eficientes, diversificadas y orientadas al consumidor.
Mientras la escalada del conflicto en Medio Oriente -motivado por los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Iran- empuja el precio del petróleo (y del gas) a nivel internacional y genera aumentos en los surtidores argentinos, desde la cámara de expendedores CECHA advierten que hay un factor local que se suma en los precios de las naftas, gasoil, diesel y gnc: las tasas viales.
“Antes de discutir el precio del petróleo en Medio Oriente, hablemos de las tasas viales que algunos intendentes le cobran a cada estación de servicio. Eso también impacta en el litro que paga el argentino”, señalaron desde la entidad empresaria. Una propuesta cuanto menos curiosa por la falta de equivalencias entre ambos factores.
En un comunicado, la entidad señaló que “según relevamientos de CECHA, en muchos municipios del país, las tasas pueden representar entre un 0,6 % y 4,5 % adicional sobre el precio final del combustible. Ese porcentaje –que varía según cada distrito– termina siendo trasladado directamente al bolsillo del consumidor.
“Eso es plata que la mayoría de los consumidores paga. No está gravado en el impuesto a los combustibles (que recauda Nación), pero está agregado en el precio de cada litro”, explicaron.
CECHA describió que “la situación también genera fuertes asimetrías dentro de una misma región. El precio que se abona en una estación de servicio de un municipio no tiene nada que ver con el precio que se paga por igual producto en otro municipio. Esta diferencia (que no está dada sólo por la Tasa Vial) distorsiona la competencia y genera inequidad”, remarcaron desde la entidad.
Desde CECHA aclararon que “el reclamo se viene realizando desde hace tiempo, y si bien algunos municipios lo entendieron y suspendieron su cobro, la mayoría aún no lo hizo”.
“Entendemos la repercusión de la coyuntura económica global por el conflicto en Medio Oriente, pero no podemos mirar sólo hacia afuera. El precio de los combustibles puede reflejar costos reales, pero no distorsiones locales. Es necesario poner sobre la mesa el costo extra que ocasiona la avidez recaudatoria de estas tasas tan perjudiciales para la competitividad y los consumidores” insistieron desde CECHA.
Las operadoras buscan implementar innovaciones para optimizar tiempos y reducir costos operativos en la formación.
Phoenix Global Resources comenzó a integar sistemas de inteligencia artificial en sus equipos de perforación, como parte del proceso de digitalización de sus operaciones en Vaca Muerta. Esta implementación técnica busca dar respuesta a la necesidad de mejorar la competitividad a partir de una mejora en la velocidad de ejecución y en la reducción de costos de sus operaciones.
Este avance se concretó mediante la firma de un acuerdo estratégico con Helmerich & Payne (H&P) y Corva para implementar una integración tecnológica que permitirá combinar capacidades de análisis predictivo por inteligencia artificial con sistemas de perforación automatizada en sus operaciones no convencionales. Con estos modelos, la compañía logrará anticiparse a variables geológicas complejas y una navegación más precisa dentro de la roca generadora.
El acuerdo fue rubricado en la ciudad de Tulsa, Estados Unidos, con la participación de Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources; Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva; y Mike Lennox, Executive Vice President of Western Hemisphere Land Operations de H&P.
La aplicación de estos algoritmos permitirá una reducción sensible en los tiempos de perforación de los pozos horizontales, una de las metas más ambiciosas para las empresas que operan en la cuenca neuquina. Al minimizar los tiempos de inactividad y optimizar el desplazamiento de la mecha, la operadora podrá ejecutar las tareas de manera más fluida y reducir la presión sobre los costos de capital.
Al respecto, Bizzotto señaló que la compañía logra ser «una de las primeras en Argentina en incorporar inteligencia artificial en su equipo de perforación en Vaca Muerta. Esta tecnología permitirá optimizar la operación, tiempos y costos y mejorar la seguridad de los colaboradores». El sistema funciona mediante la captura masiva de datos provenientes de sensores instalados en el fondo del pozo y en la superficie del equipo.
IA aplicada en el análisis de datos en tiempo real
Bizzotto, al centro, al momento de la firma con Corva y H&P.
La integración conecta la solución de perforación predictiva de Corva con la plataforma Autodriller de H&P en el RIG 234, actualmente operando en el hub no convencional de Phoenix. Esta combinación permite incorporar análisis de datos en tiempo real al sistema de control automatizado de perforación, mejorando la visibilidad operativa y la calidad de las decisiones en el pozo.
El sistema integra variables clave de perforación como peso sobre el trépano, RPM, presión diferencial y velocidad de penetración (ROP) y genera recomendaciones de parámetros mediante inteligencia artificial, a partir del análisis de datos históricos de pozos cercanos. Estas recomendaciones son evaluadas en campo por el Company Man y el perforador, fortaleciendo el proceso de toma de decisiones.
La implementación de esta herramienta representa la primera vez que esta integración tecnológica se habilita en una plataforma de H&P a nivel global y constituye un hito en la aplicación de soluciones digitales avanzadas en operaciones de perforación en Argentina.
La tecnología ya fue testeada con resultados positivos y comenzará a aplicarse de manera continua en el próximo PAD que perforará Phoenix en su yacimiento emblema, Mata Mora Norte.
Este desarrollo se inscribe en una tendencia global de la industria, que busca convertir a los yacimientos en entornos inteligentes. La infraestructura de conectividad instalada en la zona permite que los datos viajen desde el área de Vaca Muerta hasta los centros de monitoreo en tiempo real.
Tyler Dahlseide, CEO global de Calfrac Well Services, una de las principales compañías de servicios especiales que opera en Vaca Muerta, visitó recientemente el país para monitorear en primera persona las operaciones de la firma. En diálogo con EconoJournal, el ejecutivo aseguró que “nuestro objetivo es seguir creciendo a medida que Vaca Muerta se vuelva más activa y aumente su escala. Buscamos progresar junto con nuestros clientes y por eso tratamos de escuchar atentamente sus necesidades”. Como parte de ese progreso, destacó que están avanzando en la transición hacia equipos dual fuel y comenzaron a probar las primeras bombas 100% a gas.
–¿Qué tipo de servicios están brindando en los distintos mercados en los que operan? –Calfrac opera en Canadá, Estados Unidos y Argentina. En Canadá ofrecemos servicios de frac services y coil tubing. En Estados Unidos, servicios de frac services o frac pressure pumping, mientras que, en Argentina, tenemos un espectro más amplio que incluye fractura hidráulica, coil tubing, cementing y wireline, principalmente para el yacimiento Vaca Muerta.
–¿Qué relevancia tiene el mercado argentino para ustedes? –Argentina es una parte muy significativa de nuestro negocio. Norteamérica tiende a la hiperespecialización, por lo que hay contratistas individuales que hacen una sola cosa y la hacen de manera muy enfocada y bien. En Argentina, en cambio, tenemos la oportunidad de ofrecer una gama más amplia de servicios y, como resultado, creemos que podemos brindar un mejor paquete al cliente final al integrar esas diversas líneas de servicio.
–¿Qué tecnologías nuevas han ido implementando en la Argentina? –Una de los aportes más importantes son las bombas de fracking de combustible dual que nos permiten operar con gas natural y diésel. Con eso reducimos la huella ambiental y les permitimos a nuestros clientes reducir su gasto en diésel y el nivel de emisiones. Eso es algo de lo que estamos orgullosos. Continuaremos en ese camino y traeremos más bombas de dual fuel. Además, tenemos previsto invertir en bombas de gas natural al cien por cien.
Tyler Dahlseide, CEO global de Calfrac Well Services
Dahlseide aseguró que Calfrac ya dispone de 18 bombas de combustible dual en la Argentina, las cuales fueron testeadas con resultados positivos en una operación hace un mes. Estos equipos permiten disminuir las emisiones de óxido de nitrógeno y óxido sulfúrico, generando un impacto positivo en el aspecto ambiental como en la estructura de costos operativos de los clientes.
La multinacional tiene previsto invertir unos US$13 millones para convertir equipos usados en unidades de gas con la meta de que 40 de las 80 bombas de la compañía operen con esta tecnología para finales del año. A su vez, la búsqueda de eficiencia apunta al siguiente salto que es el uso de bombas 100% gas por la superioridad en potencia de esos equipos.
Los planes para seguir creciendo
–¿Cuáles son los planes que tienen para Argentina? –Nuestro objetivo es seguir creciendo a medida que Vaca Muerta se vuelva más activa y aumente su escala. Buscamos crecer con nuestros clientes y por eso tratamos de escuchar atentamente sus necesidades. Nos interesa saber qué servicios podemos mejorar y cuáles hace falta agregar. Mi viaje es justamente para reunirme con nuestros clientes y tener una mejor comprensión de lo que necesitan a mediano plazo.
–¿Cuál es su visión sobre la formación Vaca Muerta y cómo ve su crecimiento y las diferencias en comparación con EE. UU. o Canadá? –Vaca Muerta es un recurso muy atractivo y competitivo a nivel mundial y todavía tiene un largo camino por recorrer. A medida que se agotan los recursos de alta calidad en Estados Unidos, los operadores buscan oportunidades en otros horizontes y Argentina se presenta como una alternativa de primer nivel. Por ese motivo también nos entusiasma estar aquí, siempre y cuando el régimen fiscal incentive la inversión extranjera directa y haya garantías para poder repatriar las ganancias a nuestra sede central.
Finalizada la ampliación, el proyecto Fénix (Río Tinto) tendrá una capacidad de producción de 38.000 toneladas anuales de carbonato de litio.
El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de ampliación de la planta de procesamiento del proyecto de litio Fénix, ubicado en el Salar del hombre Muerto en la provincia de Catamarca. El proyecto es por una inversión de US$ 251.321.494 que pertenece a Río Tinto, una de las dos empresas mineras más grandes del mundo.
La medida se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 431 del Palacio de Hacienda. El proyecto Fénix, a cargo de Minera Altiplano, subsidiaria de Río Tinto, comenzó la producción en 1998 y es el primer proyecto de litio operativo en la Argentina.
La adhesión al régimen de incentivos es por la Expansión Fase 1B, una iniciativa que tiene como objetivo incrementar la capacidad instalada en 9.500 toneladas adicionales de carbonato de litio anuales.
Una vez finalizada la ampliación de la planta de procesamiento, el proyecto tendrá una capacidad productiva de 38.000 toneladas anuales. La segunda expansión del proyecto Fénix se suma a la que concretó en 2024, cuando amplió su planta en 10.000 toneladas anuales de litio.
Río Tinto, el principal productor de litio de la Argentina
Río Tintose convirtió en el principal productor de litio del país en 2025 con la adquisición por US$ 6.500 millones de Arcadium Lithium, una compañía creada en 2024 mediante la fusión de la australiana Allkem y la estadounidense Livent, que opera el proyecto Fénix. Además, Río Tinto lleva adelante el megaproyecto de litio Rincón en la provincia de Salta, donde prevé invertir US$ 2.500 millones.
El RIGI, impulsado por el gobierno de Javier Milei y aprobado por el Congreso en 2024, ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios por 30 años a proyectos de inversión superiores a US$ 200 millones para sectores estratégicos como la minería y energía –incluyendo el upstream de petróleo y gas-, e iniciativas en infraestructura y tecnología.
Según se desprende de la resolución del Palacio de Hacienda, la adhesión al RIGI del proyecto es a partir del 25 de marzo y está previsto que la obra concluya en noviembre de 2026, aunque tiene un inicio de operación estimado para julio. Además, Río Tinto deberá desembolsar el 40% de la inversión durante los primeros dos años.
Ampliación del proyecto de litio Fénix
La resolución establece que el proyecto de ampliación de Fénix contempla “la construcción de una nueva planta de adsorción selectiva y una nueva planta de carbonato; asimismo, incluye la perforación de pozos de salmuera adicionales, la instalación de estanques, tuberías, servicios públicos y la construcción de edificios auxiliares para apoyar la operación y administración de la nueva producción de carbonato de litio”.
Además, se prevé “la construcción de una nueva planta compresora de gas natural en la localidad de Olacapato, departamento de Los Andes (Salta), situada dentro del radio de 200 kilómetros del proyecto, que permitirá ampliar la capacidad de transporte de los gasoductos La Puna y Fénix, instalaciones asociadas directamente al abastecimiento y transporte para la nueva producción del proyecto Expansión Fase 1B”.
También la adhesión al RIGI estima que “el 60% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura, durante las etapas de construcción y operación, corresponde a proveedores locales, porcentaje este que excede el 20% exigido por la normativa” del RIGI.
La Secretaría de Energía informó que se presentaron 2 ofertas, correspondientes al Sobre 1 (técnico), en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional para seleccionar un agente comercializador–agregador a cargo de la importación de Gas Natural Licuado (GNL), y su comercialización como gas regasificado en el mercado interno durante el período invernal, utilizando la terminal de regasificación de Escobar.
El comunicado de la cartera a cargo de María Tettamanti no indicó la nómina de los oferentes.
De acuerdo con el cronograma que está ejecutando Energía Argentina, la presentación del Sobre 2 (económico) se realizará el lunes 13 de abril a las 9:00, y su apertura tendrá lugar ese mismo día, con transmisión por streaming del canal YouTube de ENARSA. La adjudicación está prevista para el martes 21 de abril.
Enarsa comprará el primer embarque para la planta de Escobar para asegurar el suministro mientras los operadores privados arrancan. “Es el último embarque planeado con inversion pública. Se verá el precio real del gas sin ayuda estatal”, se indicó.
“Argentina tiene que comprar ahora el GNL”, se indicó. Es para la provisión desde mayo, en un mercado internacional alterado por los ataques en las refinadoras ubicadas en la zona del Golfo Pérsico en el contexto de los bombardeos de EE.UU. e Israel contra Irán.
El precio del GNL se triplicó en el mercado internacional desde que se inició el conflicto en la región, hace poco más de un mes. Se ubica en torno a los 21 dólares el MBTU.
Energía remarcó que “esta licitación se inscribe en el proceso de privatización de activos y actividades de ENARSA conforme a lo establecido por la Ley Bases, avanzando en la desinversión de participaciones y operatorias comerciales que pueden ser realizadas por el sector privado”.
En ese sentido, la S.E. informó además que el próximo martes 14 de abril se realizará la presentación y apertura de ofertas técnicas para la venta del paquete accionario que posee el Estado Nacional de CITELEC, sociedad controlante de (la transportadora de electricidad en alta tensión) TRANSENER.
“Con este esquema, el Gobierno Nacional profundiza el camino de retirar al Estado de operatorias comerciales que el sector privado puede realizar con mayor eficiencia, reemplazando la intermediación estatal por competencia y reglas claras” se argumentó.
Río Negro consolida su rol en la nueva etapa productiva energética con un nuevo avance en la obra del oleoducto VMOS: se colocó el techo geodésico del tanque 404 en la terminal exportadora de Punta Colorada. Se trata de un paso clave en la infraestructura que permitirá sacar al mundo la producción de Vaca Muerta desde territorio rionegrino, generando trabajo y desarrollo en la provincia.
La estructura, de 82 metros de diámetro y 35 metros de altura, demandó más de 1.500 toneladas de acero, 30.000 bulones y más de un millón de pulgadas de soldadura. El domo, íntegramente fabricado en aluminio y con un peso de 57 toneladas, fue montado mediante una compleja maniobra de izaje en la que participaron más de 60 trabajadores.
El tanque tendrá capacidad para almacenar 120.000 metros cúbicos de petróleo y forma parte de la terminal exportadora del VMOS, que contará con seis unidades de almacenamiento de este tipo. Es una de las obras estratégicas que posiciona a Río Negro como puerta de salida de la energía argentina, con impacto directo en la generación de empleo, el movimiento económico y el desarrollo de la región.
El Gobernador Alberto Weretilneck destacó que “este avance en el VMOS muestra que Río Negro tiene un rumbo claro: estamos generando las condiciones para que las inversiones se traduzcan en trabajo y desarrollo. Esta obra no es aislada, es parte de un proceso que va a cambiar la matriz productiva de la provincia y abrir nuevas oportunidades para los rionegrinos”.
Por su parte, la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, señaló que “cada etapa que se cumple en el VMOS confirma la magnitud del proyecto y su impacto. Punta Colorada se consolida como un nodo estratégico para exportar energía, pero también como un motor de crecimiento que ya está generando empleo y actividad en toda la región”.
El Gobierno nacional informó que se presentaron dos ofertas correspondientes al Sobre 1 (técnico) en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional que lleva adelante Energía Argentina (ENARSA) para seleccionar un agente comercializador–agregador a cargo de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y su comercialización como gas regasificado en el mercado interno durante el período invernal, utilizando la terminal de regasificación de Escobar.
De acuerdo con el cronograma vigente, la presentación del Sobre 2 (económico) se realizará el lunes 13 de abril a las 9:00, y su apertura tendrá lugar ese mismo día, también con transmisión por streaming del canal YouTube de ENARSA. La adjudicación, por su parte, está prevista para el martes 21 de abril, conforme el cronograma del proceso.
Esta licitación se inscribe en el proceso de privatización de activos y actividades de ENARSA conforme a lo establecido por la Ley Bases, avanzando en la desinversión de participaciones y operatorias comerciales que pueden ser realizadas por el sector privado.
En ese sentido, el próximo jueves 10 de abril se realizará la presentación y apertura de ofertas técnicas para la venta del paquete accionario que posee el Estado Nacional de CITELEC, sociedad controlante de TRANSENER.
Un ataque con drones atribuido a Ucrania provocó incendios en la refinería de petróleo NORSI, la cuarta más grande de Rusia, ubicada en el distrito de Kstovsky. El episodio ocurrió durante la noche y fue confirmado por autoridades locales, que reportaron daños en instalaciones estratégicas del complejo industrial.
El gobernador de la región de Nizhny Novgorod, Gleb Nikitin, informó que las defensas aéreas rusas repelieron una ofensiva de aproximadamente 30 drones dirigidos a una zona industrial. Según precisó, los restos de los aparatos derribados impactaron en dos sectores de la refinería operada por Lukoil-Nizhegorodnefteorgsintez, lo que generó focos de incendio que luego fueron controlados.
El ataque también afectó una central termoeléctrica cercana y causó daños en varios edificios residenciales de la zona, de acuerdo con el parte oficial difundido por las autoridades regionales. Equipos de emergencia trabajaron en el lugar para contener las llamas y evaluar el alcance de los destrozos.
En base a información preliminar, no se registraron víctimas como consecuencia del ataque. Las autoridades continúan monitoreando la situación y analizan los daños en una de las infraestructuras energéticas más relevantes del país.
El ministro de Defensa israelí, Israel Katz, anunció que la fuerza aérea del país atacó la mayor planta petroquímica de Irán en el condado de Assaluyeh, en la provincia sureña de Bushehr.
Declaró que Israel “acaba de atacar con fuerza la mayor planta petroquímica de Irán, ubicada en Assaluyeh”, y añadió que este importante complejo es responsable de aproximadamente el 50% de la producción petroquímica iraní.
BREAKING: Several explosions were heard at the petrochemical complex in Asaluyeh, Iran’s processing hub for the South Pars gasfield, Reuters reports. pic.twitter.com/IaGopLquWI
El anuncio de Katz se produjo en un comunicado en video tras informes de medios iraníes sobre ataques a instalaciones energéticas en la zona.
La agencia de noticias semioficial iraní Fars informó que se escucharon varias explosiones debido a ataques estadounidenses e israelíes contra complejos petroquímicos.
Los medios iraníes revelaron que la situación está “bajo control” y que aún se están evaluando los daños causados por el ataque.
Este ataque se produjo después de ataques israelíes similares en marzo contra instalaciones petroquímicas, que desencadenaron ataques iraníes contra infraestructura de petróleo y gas en toda la región.
Marín explicó que existían “dos juicios” vinculados al reclamo del fondo Burford Capital: uno contra YPF y otro contra la República Argentina. Según detalló, en primera instancia la jueza había fallado “a favor de YPF y en contra de la República con los 16.000 millones de dólares”, pero la Cámara de Apelaciones ratificó que la compañía “no tuvo responsabilidad alguna” en la nacionalización de las acciones de Repsol y, además, revocó la condena contra el Estado.
“El segundo circuito nuevamente ratifica que YPF no tuvo responsabilidad alguna como compañía en la nacionalización”, sostuvo Marín en declaraciones a Splendid AM 990, quien remarcó que el resultado “es muy importante” para la empresa por tratarse de una firma que cotiza en bolsa. “Haber perdido un juicio de esta envergadura podía extinguir a la compañía”, señaló.
El ejecutivo también elogió el desempeño del Gobierno en la defensa judicial y mencionó al presidente Javier Milei y a funcionarios del equipo económico y legal. “El trabajo que hicieron fue extraordinario”, afirmó, y agregó que la probabilidad de revertir la sentencia “era menor al 15% según datos estadísticos”. En ese sentido, calificó el fallo como “una de las mejores noticias del año”, ya que “es como sacarse una mochila de 18.000 o 20.000 millones de dólares”.
Respecto del impacto internacional, Marín indicó que la coyuntura global, marcada por conflictos geopolíticos, abre oportunidades para el país. “Lo que más se habló es de la seguridad del suministro. Argentina está en una zona sin conflictos y eso la convierte en un lugar seguro”, explicó tras participar en un encuentro energético en Houston. Según el titular de YPF, la diversificación de proveedores impulsada por Europa y Asia posiciona a la Argentina como un actor competitivo.
“El mundo busca no poner todos los huevos en una misma canasta. Nosotros podemos aprovechar esa oportunidad”, afirmó. En esa línea, sostuvo que el país podría convertirse en uno de los principales exportadores de gas natural licuado. “Vamos a ser el sexto exportador mundial de LNG”, aseguró, y agregó que el interés de bancos y compradores internacionales “va a aumentar”.
Marín también se refirió a la política de precios de los combustibles ante el impacto de la guerra en Medio Oriente. “Tenemos una política de precios honesta y moral”, sostuvo, y explicó que la compañía decidió trasladar al surtidor “solamente el impacto real en los costos”. Según argumentó, un aumento pleno “iba a generar una baja de consumo tan grande que iba a ser peor el remedio que la enfermedad”.
“El objetivo es no especular con los consumidores”, indicó el ejecutivo, quien enfatizó que la relación con los clientes es central para la compañía. “Nos debemos a ellos. Gracias a ellos facturamos 12.000 millones de dólares por año”, expresó.
Consultado sobre la estatización de la empresa impulsada durante el gobierno de Axel Kicillof y Cristina Fernández de Kirchner, Marín sostuvo que la medida “es legal, pero es una violación al derecho de propiedad” y consideró que ese tipo de decisiones desalientan las inversiones. Sin embargo, evitó profundizar en la discusión política y remarcó que su rol es “generar valor para los accionistas”.
En relación con una eventual privatización, el titular de YPF aseguró que no corresponde que opine. “Yo soy un empleado de YPF. Mi trabajo es generar valor”, afirmó, y señaló que cualquier decisión sobre la estructura accionaria “es una discusión del Ejecutivo y del Legislativo”.
Finalmente, Marín destacó que, pese a controversias políticas internas, el interés de los inversores se mantiene. “A mí nadie me pregunta eso. El cambio en Argentina lo consideran extraordinario”, señaló, y concluyó que el proceso de reformas “va a hacer a la Argentina muy próspera en los próximos años”.
Formosa se consolida como un polo energético renovable tras atraer una inversión privada de 147 millones de dólares destinada a la construcción de seis nuevos parques solares. Esta iniciativa, liderada por la empresa Ambiente y Energía, se suma a proyectos previos como el parque solar de Ingeniero Juárez y el ambicioso desarrollo en Las Lomitas, impulsados por MSU Green Energy.
El gobernador Gildo Insfrán destacó en la apertura de sesiones que la visión política y el respaldo público sentaron las bases para que capitales privados se volcaran hacia sectores estratégicos, como el energético. La inversión de Ambiente y Energía contempla una capacidad total de 170 MW distribuidos en seis localidades, consolidando un ecosistema energético en plena expansión.
Gastón Tzarovsky, presidente y CEO de Ambiente y Energía, explicó que la elección de Formosa se fundamentó en tres pilares: “previsibilidad institucional, estabilidad social y rentabilidad técnica”. Agregó que “Formosa tiene una radiación solar que hace que los proyectos sean sumamente factibles” y destacó la infraestructura de transporte que facilita la inyección eficiente de energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Fernando De Vido, presidente de REFSA, resaltó la importancia de la infraestructura eléctrica para estas inversiones: “Formosa cuenta con una Estación Transformadora principal de 500/132 kV con 600 MVA de potencia instalada, 12 estaciones transformadoras distribuidas estratégicamente y más de 557,9 km de líneas de alta tensión (132 kV). Sin esta estructura, ningún parque solar se podría instalar en nuestra provincia”. Además, se suman otros 545 kilómetros de líneas de media tensión.
El proyecto se desarrollará en dos etapas. La primera, con una capacidad de 80 MW y una inversión de 64,5 millones de dólares, abarcará Pirané (25 MW, USD 19,3 millones), Laguna Blanca (30 MW, USD 25,4 millones) e Ibarreta (25 MW, USD 19,8 millones). La segunda fase sumará 90 MW con un aporte similar, distribuidos en Clorinda (50 MW, USD 41,7 millones), Formosa Capital (15 MW, USD 15,7 millones) y General Güemes (25 MW, USD 25,1 millones).
Esta distribución estratégica aprovecha la línea de 132 kV que recorre la Ruta Nacional 81 hacia el oeste, permitiendo inyectar energía en los puntos de mayor consumo diurno, especialmente durante las siestas de verano, cuando la demanda de refrigeración alcanza su pico máximo.
Ambiente y Energía también planea participar en la licitación nacional AlmaSADI, convocada por CAMMESA el próximo 8 de mayo, con el objetivo de incorporar tecnologías innovadoras de almacenamiento energético. El proyecto contempla sistemas de baterías en contenedores junto a subestaciones clave, para almacenar energía en horas de baja demanda y liberarla durante picos, garantizando una fuente más estable y previsible.
En cuanto al impacto socioeconómico, el 65% de la inversión se destinará a equipamiento, como paneles e inversores, y el 35% a obra civil y montaje. Solo en Pirané, se estima la contratación de 280 trabajadores en los momentos de mayor actividad, con un efecto multiplicador de 500 empleos indirectos.
El compromiso de la empresa incluye que el 90% de la mano de obra sea local, con capacitaciones en tecnologías de última generación. Así, Formosa no solo produce energía, sino que también comienza a exportar conocimiento técnico, fortaleciendo su posición como un polo energético del Norte Grande.
Gracias a la red de estaciones transformadoras y la articulación con el gobierno provincial, Formosa ha logrado atraer inversiones por un total de 190 millones de dólares en energías renovables, transformando el potencial solar en un recurso estratégico para su desarrollo económico y social.
La Rioja se posiciona como una de las provincias con mayor participación de energías renovables en su matriz eléctrica, al alcanzar durante 2025 una cobertura del 74,95% de su demanda total, muy por encima del promedio nacional.
Mientras que a nivel país las energías renovables cubren el 40,21% de la demanda eléctrica, en el territorio riojano el aporte del sector resulta significativamente superior, consolidando una matriz energética más limpia y sustentable.
Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), la demanda total de energía eléctrica en La Rioja durante 2025 fue de 1.639,01 GWh, mientras que la generación renovable alcanzó los 1.228,5 GWh. De ese total, 739,1 GWh correspondieron a generación eólica (60,2%) y 489,4 GWh a generación solar (39,8%), reflejando un desarrollo equilibrado de ambas tecnologías en la provincia.
Este desempeño se enmarca en un contexto nacional de fuerte crecimiento del sector. De acuerdo con un informe de la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de la Industria Renovable (CEA), durante 2025 la generación renovable alcanzó los 56.799 GWh y cubrió más de 4 de cada 10 MWh consumidos en el país, consolidándose como un pilar estructural de la matriz energética argentina.
La CEA destacó además que sus empresas asociadas —entre ellas Parque Arauco, socio fundador— representaron el 68,8% de la generación eólica y solar a nivel nacional, y subrayó el impacto positivo del sector en el resultado energético del país, particularmente por el desplazamiento de generación térmica basada en combustibles líquidos. Este proceso contribuyó de manera significativa al récord histórico de superávit comercial energético registrado en 2025.
En este escenario, La Rioja se destaca por encima del promedio nacional, con una cobertura renovable de la demanda claramente superior, impulsada por el desarrollo sostenido de proyectos eólicos y solares. El aporte de Parque Arauco reafirma así el rol estratégico de la provincia en la transición energética, el desarrollo territorial y la consolidación de una matriz más limpia, eficiente y sustentable.
Las ofertas técnicas son complejas porque los privados se van a tener que hacer cargo de una serie de costos que no estaban debidamente discriminados en las importaciones que realizaba Enarsa.
El gobierno recibió este lunes ofertas técnicas de dos empresas interesadas en importar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) necesarios para cubrir el pico de demanda del próximo invierno. Una de las que se anotó en la carrera para reemplazar a la estatal Enarsa es Trafigura y la segunda sería Naturgy.
La Secretaria de Energía se tomará una semana para analizar las presentaciones. Si todo está correcto, el lunes próximo se presentarán las ofertas económicas y 24 horas después se concretará la adjudicación.
En un primer momento estaba previsto que las ofertas técnicas y económicas se presenten de manera conjunta, pero la semana pasada se publicó una circular que modificó ese esquema para que la Secretaría de Energía tengo tiempo de evaluar la calidad de las ofertas técnicas.
Las ofertas técnicas son complejas porque los privados se van a tener que hacer cargo de una serie de costos que no estaban debidamente discriminados en las importaciones que realizaba Enarsa. Además, Enarsa estaba eximida de pagar Ganancias e ingresos brutos y las empresas privadas no.
Cómo ha venido funcionando el sistema
La secretaría de Energía, María Tettamani, explicó el mes pasado en un evento organizado por EconoJournal que en los años anteriores el gas importado lo estuvieron pagando todos los contribuyentes a través de los impuestos. La empresa estatal Enarsa compraba el GNL a los precios internacionales y luego le vendía el 40% de ese gas a las distribuidoras al precio fijado en el cuadro tarifario, el cual estaba muy por debajo del costo de la importación. Por lo tanto, la diferencia se cubría con subsidios.
Ahora bien, la funcionaria reveló además que como consecuencia de un esquema de incentivos mal alineados el Estado también terminaba subsidiando a muchas industrias de modo indirecto. ¿De qué forma? Las distribuidoras y algunas industrias para las cuales el gas es un insumo crítico tienen contratos en firme con productores o comercializadores por gasoducto –el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas “marginal” o de pico que se importa a un costo mucho mayor–.
Los contratos en firme son más caros que los contratos interrumpibles y tienen prioridad sobre ellos, pero si la demanda crece mucho y la oferta no alcanza para abastecer a todos los que tienen contratos en firme, entonces la prioridad sobre el uso de ese gas la tiene la demanda residencial y las industrias con contratos en firme deben detener su producción o salir a buscar gas importado y pagarlo más caro.
El problema, recordó Tettamanti, es que las distribuidoras no tenían ningún incentivo económico para hacer valer esa prioridad ya que cuando el gas de base que les llegaba a través del gasoducto se acababa, se daban vuelta y le pedían gas importado a Enarsa, que se los garantizaba al mismo precio que ya estaba incorporado en los cuadros tarifarios, siendo el Estado el que abonaba el diferencial entre ese precio contemplado en la tarifa y el costo real de la importación. Por lo tanto, lo que terminaba ocurriendo era que la industria que ya tenía contratos nominaba ese gas y la distribuidora no la desplazaba. De ese modo, las industrias se beneficiaban al ser subsidiadas de modo indirecto por el Estado Nacional.
Lo que busca el gobierno al dejar la importación en manos de un privado, es que el Estado deje de subsidiar la importación de GNL. “Nosotros lo que queremos es que pague el GNL el que lo usa”, aseguró Tettamanti.
La licitación PEG-5-2025 de Guatemala avanza con un resultado que redefine la expansión del sistema eléctrico: de los 1505 MW adjudicados en 57 proyectos, 1102 MW corresponden a tecnologías renovables, lo que equivale al 73% del total y marca un claro predominio de fuentes limpias.
El resumen elaborado por MELECSA confirma este cambio estructural, donde las tecnologías térmicas quedan relegadas a un rol complementario con carbón/biomasa (175 MW), coque de petróleo (135 MW) y gas/bunker (93 MW).
Dentro del bloque renovable, la energía solar con baterías se posiciona como la tecnología dominante con 713 MW, representando cerca del 47% del total adjudicado y más del 60% del segmento renovable.
Este volumen supera ampliamente a otras tecnologías como la hidroeléctrica (140 MW) y configuraciones híbridas como hidro + solar (98 MW), evidenciando un cambio en la planificación del sistema, donde la gestión de la intermitencia pasa a ser un factor central.
Incluso otras combinaciones como coque + solar (135 MW) quedan por detrás en participación, consolidando el liderazgo de la solar con baterías como la opción más competitiva del proceso.
Este comportamiento se da en un contexto de alta competencia: la subasta se extendió por 14 horas bajo un esquema de rondas descendentes y registró 57 ofertas económicas, con un precio monómico promedio de 101,09 USD/MWh, resultado del equilibrio entre potencia y energía ofertada.
Estas empresas lideran el desarrollo de la nueva capacidad y consolidan el posicionamiento de Guatemala como un mercado atractivo para inversiones en generación, especialmente en tecnologías híbridas.
En términos contractuales, predominan los DCC (666 MW en 35 contratos), seguidos por OC (753 MW en 13 contratos) y SE (85 MW en 9 contratos), lo que aporta diversidad al esquema de abastecimiento.
El cronograma de entrada muestra una fuerte concentración en el corto plazo: 1058 MW comenzarán a operar en 2030, mientras que el resto se distribuirá en 2031 (197 MW), 2032 (140 MW) y 2033 (110 MW).
En conjunto, los resultados de PEG-5 consolidan una tendencia clara: Guatemala avanza hacia una matriz dominada por energías renovables, donde la solar con almacenamiento lidera en capacidad adjudicada y se posiciona como la tecnología clave para la expansión del sistema eléctrico en los próximos años.
Con la revocación 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 pareciera que finalmente va a evitar el pago al fondo Burford Capital de más de 18.000 millones de dólares, incluyendo intereses. Juan José Carbajales, politólogo, abogado, consultor y ex titular de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Nación; y Nicolás Gadano, economista, experto en energía y ex gerente general del Banco Central, analizaron el fallo en una emisión especial de Dínamo – Charlas de Energía.
“Lo que se intentó exponer sin éxito en la primera instancia, se sostuvo en la apelación. Afortunadamente, ahora la Cámara atendió la postura del Estado argentina”, celebró Carbajales. “Lo más sorprendente es que había pocos antecedentes de reversión de este tipo, además de que las acciones de Burford revelaban otras expectativas del mercado”, apuntó Gadano.
Al discutir sobre a quién se le debe atribuir lo sucedido, sostuvo, corresponde adoptar una visión institucionalista. “Prefiero pensar que a todos fueron responsables«, indicó el experto, destacando la continuidad de la labor de la Procuración del Tesoro y la solidez argumental mantenida a pesar de los cambios de signo político.
No obstante, admitió, el actual Gobierno puede capitalizar el hecho de que, bajo su gestión, se obtuvo el primer resultado favorable tras una seguidilla de traspiés. “En definitiva, es un éxito del país”, resumió.
Carbajales, por su parte, reforzó esta idea de continuidad, afirmando que «todos los presidentes que pasaron desde 2015 hasta hoy son los padres de la victoria«. Más allá de los diferentes discursos o narrativas, afirmó, en los escritos judiciales la Procuración siempre defendió los intereses argentinos con la misma línea técnica. “Hubo una política de Estado en defensa del patrimonio nacional que merecía una foto de unidad entre los mandatarios involucrados en el proceso”, expresó el analista, quien anticipó que gracias a la millonaria suma que evitará desembolsar, “la Argentina será un país más rico para su población y para su desarrolloen los próximos años”.
Alineamiento estratégico
Un eje ineludible del debate fue la posible influencia del contexto geopolítico, contemplando el peso del alineamiento del presidente Javier Milei con la administración de Donald Trump.
Resulta innegable, desde la perspectiva de Carbajales, que el Gobierno de Estados Unidos ha actuado en favor de la postura argentina a lo largo de todo el expediente, incluso durante la gestión de Barack Obama, comprendiendo los riesgos de violar la inmunidad de estados extranjeros. “No obstante, si la diplomacia actual logró influir en que la Justicia norteamericana acelerara un análisis crítico del derecho argentino, es una herramienta lícita y bienvenida”, reconoció.
Según Gadano, es verdad que buena parte de la sentencia replica lo argumentado por el actual gobernador bonaerense Axel Kicillof, pero así como puede discutirse quién es el gran hacedor político de esta solución judicial, también puede evaluarse quién creó el problema. “La demanda, en verdad, no fue iniciada por Burford, sino por las empresas del Grupo Petersen. La pregunta es quién llevó a esas empresas a tener el 25% de YPF”, cuestionó en alusión a lo sucedido durante el Gobierno de Cristina Fernández.
Además de la demanda de Petersen, precisó Carbajales, estaba la del fondo Eton Park, que sólo tenía un 3% de las acciones. “Fueron dos juicios que se unificaron bajo la representación de Burford”, aclaró.
Por otro lado, añadió, en la causa hubo un relevante matiz regional: no sólo Washington brindó apoyo a la Argentina, sino que en 2024 los gobiernos de Uruguay, Brasil, Chile y Ecuador se presentaron como “Amicus Curiae”. Estos países, desde su óptica, entendieron la imposibilidad de atraer inversiones extranjeras si cualquier desacuerdo termina en tribunales foráneos que ignoran el derecho local.
Mecanismo erróneo
Al profundizar en la letra del fallo, Carbajales expuso la pirámide jurídica para explicar por qué la Justicia norteamericana le dio la razón al país. En el ordenamiento jurídico, puntualizó, la Constitución y las leyes de expropiación dictadas por el Congreso tienen una jerarquía superior a los estatutos o contratos entre particulares. “La Cámara dice que el estatuto no es un contrato bilateral que genere daños, sino una regla de organización multilateral», explicó el especialista, remarcando que Burford equivocó el accionar al reclamar daños contractuales en lugar de haber impugnado oportunamente las asambleas de YPF en Buenos Aires. “Es como si los jueces le hubieran ‘mojado la oreja’ al fondo: ‘estuviste cerquita, pero le pifiaste al mecanismo’”, parafraseó.
Gadano recordó que la familia Eskenazi, dueña del Grupo Petersen, ingresó a la petrolera en 2008 en función de lo que calificó como un “vicio de origen”. “No se trataban de aquellos accionistas minoritarios para los cuales se había diseñado un estatuto con protecciones. Pero Eton sí lo era, ya que tenía total derecho a que se le formulara una Oferta Pública de Adquisición (OPA)”, distinguió.
Si en lugar de comprarle un 51% del paquete accionario a Repsol, aseguró, el Gobierno de Cristina Fernández de Kirchner le hubiera comprado un 50% a la firma española y un 1% a los Eskenazi, se habría evitado la demanda, pero remarcó en ese momento se consideró que era inviable políticamente indemnizar a Petersen luego del modo en que se había quedado con el 25% de la compañía con la venia oficial.
Riesgos remanentes
Con respecto a los pasos a seguir por parte de Burford Capital, los especialistas se mostraron cautos. Gadano advirtió que, aunque la chance de desembolsar una cifra ruinosa para las arcas nacionales parece haber quedado atrás, el juicio no ha terminado de manera definitiva. En ese sentido, mencionó que el fondo litigante podría pedir una revisión por el pleno de los jueces de la Cámara o recurrir a la Corte Suprema de Estados Unidos. “Sin embargo, las probabilidades de éxito allí son ‘cuánticas’ por lo bajas”, calificó.
Carbajales descartó que un eventual paso al CIADI sea una solución real para Burford, ya que no existe un acuerdo bilateral previo que habilite esa vía directa para un fondo que compró derechos de litigio. No obstante, lamentó el cierre de la Escuela de Abogados del Estado bajo la gestión de Milei. “Festejamos con el mameluco de YPF puesto, pero destruimos el sistema donde se forman los profesionales que tienen que enfrentar a estos ‘monstruos’ como Burford”, se quejó.
Formato exitoso
En el tramo final, el debate derivó hacia el rol estratégico que desempeña la principal petrolera argentina. Carbajales indicó que lo anómalo fue su privatización y defendió la expropiación de 2012 como el hito que permitió iniciar la curva de aprendizaje de los hidrocarburos no convencionales. “Hoy Vaca Muerta sostiene al país y eso es gracias a que el Estado decidió terminar con la fiesta de los dividendos de Repsol y reinvertir a través de YPF«, afirmó.
Gadano marcó una disidencia en este punto. Sostuvo que, si bien YPF es un actor central, el desarrollo de Vaca Muerta responde a un ecosistema mucho más plural, por un lado, y a la estabilidad de las reglas de juego, por otro. “El actual conglomerado de empresas es más amplio y diverso”, ponderó. No obstante, enfatizó que el formato actual de gestión profesional en YPF (con un 51% de control estatal y un 49% de participación privada) configura un modelo exitoso que ha sido respetado por los distintos gobiernos de los últimos años.
De acuerdo con Carbajales, no puede omitirse que la empresa es mixta, pero con predominancia del Estado nacional. “Esta YPF no es un invento argentino. Se trata de una national oil company, tal como las que existen en muchas partes del mundo”, resaltó el politólogo, quien planteó que todos los argentinos deberían “ponerse el mameluco” de la petrolera.
Panorama alentador
Si el Gobierno de Milei decidiera avanzar con la privatización de YPF a partir de este fallo judicial, advirtió Carbajales, su espacio tendría que volver a proponerlo en el Congreso, tal como lo hizo con la versión original de la Ley Bases.
No obstante, intervino Gadano, las autoridades no muestran ninguna intención de hacer eso. “El proyecto con Horacio Marín es fuerte y las acciones se están revalorizando”, acotó.
Tampoco habrá grandes cambios, a criterio de ambos, en relación con el acceso a financiamiento externo para concretar proyectos de gran envergadura. “Este era un tema entre el Estado nacional y los demandantes”, reflexionó Gadano.
Por supuesto, admitió, que generaba “algún ruidito”. “Pero existen otros ruidos más grandes como el riesgo país o las dificultades para volver al mercado que muchas empresas privadas ya sortearon”, expuso el economista, quien adelantó que a partir de lo acontecido en Nueva York el título de su próximo libro sobre el juicio a YPF podría ser “Un Final Feliz”.
Baker Hughes es una empresa de tecnología energética que ofrece soluciones a clientes a la industria energética en todo el mundo.
Baker Hughes, una empresa de tecnología energética, anunció el martes que ha firmado un contrato estratégico de San Matías Pipeline S.A. para el suministro de tres unidades de compresión de gas para un importante proyecto de gasoducto de gas natural en Argentina.
El pedido consiste en tres turbinas de gas NovaLT16 equipadas con tres compresores centrífugos, junto con servicios de puesta en marcha, repuestos, herramientas especiales y capacidades de monitoreo y diagnóstico remoto. Este equipo se instalará en una estación de compresión de gas cerca de Allen, Río Negro, para apoyar el transporte de gas natural desde la formación de Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías a través de un gasoducto dedicado, proporcionando gas de alimentación a los dos buques flotantes de GNL que va a montar Southern Energy.
“Esta adjudicación refuerza nuestro compromiso con el desarrollo de infraestructura crítica de gas, esencial para impulsar energía segura, fiable y de menores emisiones, mientras expandimos nuestra presencia en mercados estratégicos de América Latina”, afirmó María Claudia Borras, Directora de Crecimiento y Experiencia y Vicepresidenta Ejecutiva interina de Tecnología Industrial y Energética de Baker Hughes.
“El gas natural cumple un papel estratégico en el fortalecimiento de la seguridad energética y una vía estratégica para conectar los mercados globales de GNL, particularmente en regiones con un potencial de recursos significativo como Argentina”, agregó.
«El proyecto también marca la primera utilización de la tecnología de turbinas de gas NovaLT de Baker Hughes en América del Sur, lo que refleja la creciente demanda de turbo maquinaria de alta eficiencia y menores emisiones con plazos de entrega competitivos. La plataforma NovaLT16 fue seleccionada por su rendimiento, eficiencia, ventajas de entrega y su idoneidad para aplicaciones de compresión de gas en el segmento de midstream que apoyan las cadenas de valor de GNL», aseguró la compañía estadounidense a través de un comunicado.
La Cooperativa Eléctrica de Trelew anunció la firma de un acuerdo sin precedentes en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), mediante el cual se contrató el 100% de su curva de potencia por el plazo de un año, a partir del 1 de abril de 2026.
Este acuerdo implica que, durante los próximos 12 meses, la Cooperativa dejará de adquirir potencia a CAMMESA, convirtiéndose en la primera distribuidora del país en adoptar esta modalidad desde la sanción de la Ley 24.065, hace más de tres décadas.
El hito fue posible gracias al respaldo de Energía del Sur S.A., empresa generadora con sede en Comodoro Rivadavia, consolidando un modelo innovador que articula de manera directa la oferta y la demanda energética dentro del sistema eléctrico nacional.
En este contexto, el interventor de la Cooperativa, Juan Manuel Alfonsín, destacó el carácter transformador de la medida: “Lo que parecía un objetivo inalcanzable se logró, y estos son los primeros pasos de otros que iremos anunciando más adelante”. Asimismo, remarcó la magnitud del avance alcanzado al decir que “la Cooperativa Eléctrica de Trelew está haciendo historia”.
«Este logro posiciona a Trelew y a la provincia del Chubut como protagonistas de un nuevo esquema energético, marcando un antes y un después en el funcionamiento del mercado eléctrico argentino», aseguraron desde la entidad.
Alfonsín también destacó el compromiso cotidiano con la comunidad. “Desde la Cooperativa trabajamos todos los días para brindar el mejor servicio público, y nos estamos preparando para acompañar el crecimiento de la ciudad y la llegada de nuevas inversiones”, dijo.
“En Trelew encontrarán una Cooperativa seria, profesional y competitiva, y por sobre todas las cosas, un socio estratégico que acompañará cada proyecto de desarrollo”, finalizó.
Este avance no solo fortalece el sistema energético local, sino que también sienta un precedente a nivel nacional, abriendo nuevas posibilidades para la gestión eficiente y autónoma de la energía en el país.
A pocos días de las elecciones presidenciales del 12 de abril, Perú enfrenta un escenario de alta fragmentación política con 36 candidatos en carrera y un electorado aún indeciso. Mientras tanto el sector renovable mantiene su hoja de ruta con escasa dependencia del resultado electoral, según advirtió Edmundo Farge, CEO de Batech Energy, en diálogo con Energía Estratégica.
En ese contexto, los distintos postulantes han presentado propuestas energéticas que, en líneas generales, apuntan a acelerar la diversificación de la matriz mediante el impulso del gas natural, el hidrógeno y la electrificación con fuentes renovables.
Sin embargo, el escenario político se combina con una fuerte incertidumbre en el comportamiento del electorado, donde las encuestas reflejan que cerca de un tercio de los peruanos aún no define su voto. Según la encuesta de Datum, Keiko Fujimori (Fuerza Popular) lidera con un 13%, seguida por Rafael López Aliaga (Renovación Popular) con un 11,7%, mientras que más atrás se ubican Carlos Álvarez, Alfonso López Chau, Jorge Nieto y Roberto Sánchez, en un escenario sin diferencias contundentes.
Rafael López Aliaga propone priorizar el desarrollo de energías renovables —especialmente hidroeléctrica, solar y eólica— junto con la creación de polos de hidrógeno verde en el sur del país, particularmente en Arequipa y Moquegua, orientados a la exportación. Pero incrementando también el consumo de gas.
Por su parte, Keiko Fujimori impulsa el desarrollo de energías renovables no convencionales y la expansión de la electrificación rural, especialmente en la selva y zonas aisladas donde la cobertura aún es limitada. Asimismo, propone avanzar en una Agenda Nacional del Hidrógeno Verde junto a organismos estatales y cooperación internacional.
Fomentará la exploración de los recursos energéticos (Hidrocarburos), impulsando nuevos lotes en la selva y la costa norte, con reglas estables que promuevan inversión privada y mayor oferta nacional. Y creará Polo Energético del Norte, orientado a convertir a la macro región norte del país en un eje estratégico de generación, procesamiento y distribución de energía.
En este punto, también aparece la propuesta de Roberto Chiabra, que plantea optimizar el sistema energético aprovechando la diversidad geográfica del país, con energía solar en la costa e hidráulica en la sierra, además de ampliar programas de electrificación como “Sol para Todos” en zonas rurales y promover la integración energética en Sudamérica exportando energía. Impulsará la masificación del gas natural y la exploración y la construcción del Complejo Petroquímico del Sur. Consolidar, en caso se confirme, la existencia de reservas de gas y petróleo en el litoral norte frente a Lambayeque y La Libertad.
Roberto Sánchez, quien plantea que el Estado reserve para gestión directa los recursos estratégicos del país —como gas, petróleo, agua y energía—, además de la creación de un centro nacional de innovación orientado al desarrollo de iniciativas en construcción, saneamiento y renovables. Mientras que, Carlos Álvarez propone impulsar la inserción global de sectores con potencial como la agroindustria, la minería sostenible, la energía, los servicios digitales y el turismo sostenible, aunque sin detallar medidas concretas para el desarrollo energético.
En tanto, Alfonso López Chau presenta un enfoque más cuantitativo, con metas como alcanzar el 100% de acceso a la electricidad —desde el 94% actual—, elevar la participación de renovables al 30%, reducir en un 20% el costo de la energía en zonas rurales y «10 parques solares y 5 parques eólicos ya construidos». También incluye el impulso de proyectos piloto de hidrógeno verde y la creación de una hoja de ruta nacional para este vector.
Sin embargo, desde el sector advierten que estas propuestas no reflejan el estado actual del mercado ni los proyectos ya en desarrollo, tanto en renovables como en hidrógeno. “Ya hay más de 13 proyectos al 2028, no están enterados”, cuestionó Farge, y agrega que “falta mayor visión de los megaproyectos de hidrógeno”, en referencia a iniciativas de gran escala que ya se encuentran en marcha en el país.
A pesar del contexto electoral, el sector energético peruano muestra una particular resiliencia frente a los cambios políticos, lo que lo diferencia de otros mercados de la región. “Los impactos de la política peruana sobre el sector económico… son ínfimos o casi nulos”, afirmÓ el CEO.
“Esto se debe a la fortaleza monetaria y el control de la inflación, sumado al alza de los metales del sector minero que demanda la energía eléctrica renovable”, agregó.
Más allá del proceso electoral, uno de los principales puntos de atención para el sector energético es la reglamentación de la Ley 32249, orientada a promover un desarrollo más eficiente de la generación eléctrica y mejorar la competencia en el mercado.
Actualmente, la normativa se encuentra en discusión dentro del Ministerio de Energía y Minas, en un contexto de cambios institucionales. “La reglamentación se aprobará con el nuevo ministro del próximo gobierno”, proyectó Farge.
En paralelo, Perú cuenta con una cartera relevante de proyectos renovables. Existe el compromiso de incorporar 13 plantas solares que sumarán 2.243 MW hacia 2028, además de 105 proyectos aprobados que alcanzan los 23.077 MW.Sin embargo, solo 15 de estos proyectos cuentan con Concesión Definitiva de Generación.
Actualmente, el sistema eléctrico registra 1.021,3 MW eólicos y 734,2 MW solares, y se proyecta que la capacidad instalada renovable casi se triplique hacia 2030, alcanzando 2.861,5 MW fotovoltaicos y 1.641,6 MW eólicos.
En este marco, también emergen tensiones regulatorias, particularmente por cuestionamientos al diseño de bloques horarios que podrían favorecer a la generación solar frente a otras tecnologías.
«Hay observaciones de las plantas termoeléctricas sobre el esquema asociado a los bloques horarios para que solamente entren plantas solares en el bloque 8 (de la mañana) a 4 de la tarde, argumentando que no respeta un principio básico que es la neutralidad tecnológica. En la ley no va por ese lado, pero en la propuesta de reglamento sí», aseguró el ejecutivo.
CATL avanza en Argentina con su primer gran proyecto de almacenamiento utility scale, aportando baterías por más de 1,1 GWh de capacidad nominal para desarrollos de Central Puerto en el AMBA, lo que se convertirá en el mayor sistema BESS del país.
Este desarrollo no sólo marca un cambio en la percepción del mercado local, sino también “un hito para el país”, según las palabras de Lucas Ponce, ESS Sales Representative de CATL, al referirse a un proyecto que posiciona al país en un contexto donde el sistema eléctrico comienza a demandar soluciones inmediatas para mejorar su estabilidad y evitar interrupciones.
“Desde nuestro headquarter en China ven a la Argentina como un país súper estratégico, vienen con un all in en el país, poniendo equipo local, apoyo y también la sociedad jurídica para para después estar con la demanda que se empezando a crear y formular”, sostuvo Ponce durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.
CAMMESA, renovables y nuevos modelos: las claves que definirán el mercado
Argentina ya llevó adelante la licitación AlmaGBA (713 MW BESS en nodos de Buenos Aires) y mantiene vigente la convocatoria AlmaSADI, destinada a 700 MW de storage stad-alone en distintos puntos del país; siendo las primeras subastas públicas para proyectos BESS de gran escala en territorio nacional.
AlmaSADI busca reducir cortes de suministro y mejorar la confiabilidad del sistema, con requisitos técnicos exigentes: proyectos entre 10 MW y 150 MW, hasta 180 ciclos anuales y una entrega mínima de cuatro horas consecutivas de energía. El cronograma, además, refleja la urgencia del sector, con adjudicación prevista para junio de 2026.
“Hoy claramente las oportunidades del país están pasando por las licitaciones que está lanzando CAMMESA. Vienen a ser una solución a un problema estructural de la red”, reconoció el ESS Sales Representative de CATL
En este escenario, CATL refuerza su rol como integrador de sistemas BESS, abarcando tanto componentes en corriente continua como alterna, lo que implica el desarrollo de un ecosistema de socios locales que mantengan el estándar de calidad, tanto en servicio, comisionamiento, pruebas, operación y mantenimiento.
“Con lo cual estos socios estratégicos que buscamos tener en cada región para nosotros es súper importante y ya estamos desarrollándolos en el país”, subrayó el entrevistado.
Asimismo, el crecimiento del almacenamiento también estará atado a la evolución de la matriz energética, en particular al avance de las renovables, considerando que en 2025 el promedio del abastecimiento de la demanda con renovables fue de alrededor del 17%.
“Cuando se supere el 25-30% de participación ERNC, el almacenamiento dejará de ser una opción y será una necesidad para el sistema”, advirtió Ponce, aclarando que también se suma el un desafío clave de la competitividad frente a otras inversiones energéticas, en un contexto de CAPEX intensivo.
“Entonces, formula otros tipo de mecanismos para el desarrollo del almacenamiento, como venta de energía por franja horaria, grid forming también para más estabilidad a la red, tiene que venir complementados para que empresas como CATL hagan all-in en el país”, concluyó.
CFECalificados, filial de a Comisión Federal de Electricidad (CFE) a cargo de María Elena Villarreal Salazar, dio un paso relevante en su estrategia de diversificación energética al concretar la incorporación de 900 MW de capacidad solar junto con 450 MW de almacenamiento mediante acuerdos con el fondo danés Copenhagen Infrastructure Partners.
Se trata de los proyectos fotovoltaicos: “Alegría Solar”, con una capacidad de 600 MW y 300 MW en almacenamiento y, “Esperanza Solar”, con una capacidad de 300 MW y 150 MW en almacenamiento, ubicados en el estado de Campeche, en la península de Yucatán. Estos proyectos forman parte de la planeación vinculante emitida por la Secretaría de Energía (SENER).
Villarreal Salazar destacó que la formalización de los contratos de cobertura eléctrica marca un hito para la filial; además, con estos proyectos se fortalece el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), garantizando un suministro eléctrico confiable. Al mismo tiempo, se atiende la instrucción de la Presidenta de Mexico, Dra. Claudia Sheinbaum Pardo, de impulsar la generación con fuentes renovables de energía.
A lo largo de estos años, CFE Calificados ha consolidado su experiencia en el mercado eléctrico mayorista; hoy, con la incorporación de energía renovable, fortalece su propuesta de valor y se posiciona como un aliado estratégico para las empresas que buscan crecer de manera responsable.
Con estas acciones CFE Calificados ofrece energía renovable disponible para sus clientes, con precios competitivos y contribuye con el medio ambiente reduciendo la huella de carbono.
CFE Calificados avanza con paso firme y refrenda su compromiso de operar en estricto apego a las iniciativas y directrices impulsadas por la CFE y el Gobierno de México referentes a la Estrategia Nacional de Transición Energética, orientadas a consolidar un sector energético más eficiente, justo y sostenible. Además, continuará con el impulso de alternativas energéticas que generen valor para sus clientes y contribuyan al desarrollo sostenible del país.
Growatt ha lanzado la iniciativa “Sonrisas Detrás de Cada Kilovatio”, campaña global que celebra a los ingenieros, instaladores y profesionales técnicos cuya experiencia y dedicación hacen posible la implementación de los sistemas solares y de almacenamiento de energía de Growatt en proyectos alrededor del mundo.
La iniciativa comenzó el 16 de marzo y se llevará a cabo hasta el 17 de abril de 2026, e invita a ingenieros de servicio, instaladores y socios EPC de Growatt, así como a equipos de soporte técnico y comisionamiento, a compartir fotos y experiencias desde sus proyectos, mostrando sonrisas genuinas.
Al destacar estas experiencias reales, Growatt busca reconocer a las personas detrás de cada instalación exitosa, al tiempo que fortalece su presencia global en soluciones energéticas inteligentes y la colaboración en la industria.
Reconociendo a los profesionales detrás de cada kilovatio
Cada instalación solar representa mucho más que equipos y tecnología. Detrás de cada sistema en operación hay un profesional que garantiza que el diseño, la instalación, el comisionamiento y la operación cumplan con los más altos estándares de rendimiento, seguridad y normativas locales.
La iniciativa brinda una plataforma para que los profesionales del ecosistema Growatt muestren su trabajo compartiendo fotos con sonrisas genuinas, productos Growatt y sitios de instalación, junto con una breve historia sobre el proyecto y lo que los hace sentir orgullosos como profesionales del sector solar.
Los participantes pueden enviar sus contribuciones al correo marketing@growatt.com. Como oportunidad adicional, también pueden publicar sus fotos en Instagram etiquetando @growatt.new.energy para competir por un premio de interacción en redes sociales.
Reconociendo el esfuerzo de los participantes a nivel global
Para celebrar las mejores historias y destacar las experiencias detrás de las instalaciones en todo el mundo, la campaña incluye premios e incentivos:
Premio “Top Smiles” (mejores fotos inspiradoras) • Tarjeta de regalo de Amazon de $100 × 3 ganadores
Premio “Most Popular” (mayor interacción en Instagram) • Tarjeta de regalo de Amazon de $75 × 2 ganadores
Premios por participación (sorteo entre participantes válidos) • Tarjeta de regalo de Amazon de $25 × 2 ganadores
Todos los premios son acumulables, con un máximo de hasta $200 por participación.
Fortaleciendo la comunidad global de profesionales Growatt
A medida que las soluciones solares y de almacenamiento se expanden a nivel mundial, Growatt continúa trabajando estrechamente con su red global de ingenieros, instaladores y socios EPC para ofrecer soluciones confiables respaldadas por un sólido soporte técnico.
La iniciativa refleja el compromiso de la empresa con el fortalecimiento de esta comunidad profesional, reconociendo sus contribuciones y fomentando el intercambio de experiencias reales entre mercados.
“Cada instalación exitosa cuenta una historia de dedicación, experiencia y colaboración”, afirmó Lisa Zhang. “Con la iniciativa ‘Sonrisas Detrás de Cada Kilovatio’, queremos celebrar a los profesionales que hacen posible que la energía limpia sea accesible para todos, una visión que siempre ha guiado la misión de Growatt”.
Grupo PRESIDENTE da un nuevo paso en su visión de largo plazo para Mendoza y pone en marcha la construcción de Valley Boulevard, su nuevo edificio corporativo en Palmares Valley, el distrito que concentra hoy una de las transformaciones urbanas, productivas y empresariales más relevantes de la provincia. «Con este inicio de obra, la compañía no solo amplía su presencia en el corredor del piedemonte: reafirma su rol como uno de los protagonistas que están ayudando a definir hacia dónde crece Mendoza», destacaron desde la empresa.
En un contexto en el que las empresas buscan mucho más que metros cuadrados, Valley Boulevard nace para dar una respuesta contemporánea a una nueva forma de trabajar, vincularse e invertir. El proyecto fue concebido como una pieza de usos mixtos con vocación estratégica: un edificio preparado para recibir operaciones dinámicas, talento calificado y marcas que necesitan infraestructura, conectividad, representación y entorno en un mismo lugar.
“La decisión de PRESIDENTE confirma una lectura precisa del momento. Mendoza ya no ordena exclusivamente su vida corporativa desde el microcentro. El nuevo mapa de valor empieza a consolidarse sobre el eje de Palmares Valley, una centralidad en expansión que combina accesibilidad, paisaje, servicios, calidad urbana y proyección. En sus más de 200 hectáreas, el distrito integra arquitectura contemporánea, viñedos, deporte, comercio y vida cotidiana, con una proyección de más de 10.000 residentes en los próximos años”, indicaron desde la compañía.
Mario Groisman y sus hijos Julian y Carolina Groisman junto al intendente de Luján de Cuyo, Esteban Allasino
Nuevo polo corporativo
Dentro de ese escenario, Valley Boulevard aparece como una nueva referencia para el mundo corporativo local y regional. Su propuesta combina oficinas modulares desde 30 m² hasta plantas corporativas de más de 1.000m2, espacios comunes, salas de reunión, terrazas, áreas para trabajo híbrido, infraestructura tecnológica y una planta baja activa con paseo comercial a cielo abierto, pensada para ampliar la experiencia laboral y potenciar el networking cotidiano.
“Más que un edificio, PRESIDENTE impulsa un ecosistema. Valley Boulevard fue pensado para acompañar a estudios profesionales, pymes, empresas en expansión, sedes regionales y headquarters corporativos, con una arquitectura flexible que permite crecer sin perder eficiencia. A eso se suma una lógica de proyecto orientada a la sostenibilidad, la operación profesional y la integración entre negocios, bienestar y servicios”, detallaron desde la compañía.
Nuevo desarrollo
El desarrollo también dialoga con la evolución de la matriz productiva mendocina. Sectores como minería, oil & gas, logística, salud, servicios, tecnología y economía del conocimiento demandan hoy entornos más sofisticados, bien conectados y capaces de expresar un nuevo estándar. En ese marco, Valley Boulevard busca posicionarse como una de las respuestas más competitivas del mercado para captar esa demanda.
“Con Valley Boulevard seguimos materializando una visión: acompañar el crecimiento de Mendoza con desarrollos que interpreten cómo se vive, se trabaja y se hacen negocios hoy. Palmares Valley expresa con claridad ese cambio de escala y de mentalidad, y queremos ser parte activa de esa transformación”, señalaron desde la dirección de PRESIDENTE.
Con más de cinco décadas de trayectoria y presencia en distintos sectores de actividad, PRESIDENTE ratifica con este inicio de obra su compromiso con la inversión, la innovación y el desarrollo de la provincia. Valley Boulevard, el tercer desarrollo corporativo del grupo en la zona junto a AVATAR y WORKPLACE, y sintetiza una mirada: una apuesta por la infraestructura que viene, por las nuevas centralidades y por una Mendoza que se proyecta con más ambición, más sofisticación y más capacidad de atraer futuro.
“Porque cuando una ciudad cambia su eje, también cambia su horizonte. Y en Mendoza, ese horizonte ya empezó a construirse”, concluyeron desde la empresa.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 13/04/2026 al 30/04/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentaron 33 ofertas -17 por comercializadoras y 16 por productores- por un volumen que totalizó 29, 6 millones de metros cúbicos día y Precios Promedio Ponderados de U$S 2,44 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,22 por MBTU puesto el gas en el Gran Buenos Aires.
Desde la cuenca neuquina llegaron 13 ofertas por un total de 12,20 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego 7 ofertas que sumaron 8,70 MMm3/día. Desde Chubut 4 ofertas por 4 MMm3/día, Desde Santa Cruz se anotaron 5 ofertas por un total de 3,20 MMm3/día, y desde la cuenca Noroeste 4 ofertas que sumaron 1,50 MMm3/día.
Los PPP fueron de U$S 2,36 (Neuquén); U$S 2,44 (Noroeste); U$S 2,48 (Tierra del Fuego); También de U$S 2,48 para el gas de Santa Cruz; y de U$S 2,49 desde Chubut.
Argentina enfrenta la nueva crisis energética global desde una posición completamente distinta a la de 2022. Mientras los precios internacionales vuelven a tensionarse por los conflictos en Medio Oriente y las restricciones en los estrechos de Ormuz y Bab el-Mandeb, el país proyecta para 2026 un superávit comercial energético de USD 12.100 millones, impulsado por la expansión de Vaca Muerta y la reducción estructural de importaciones.
En 2022, la combinación de guerra en Europa, precios récord y dependencia del GNL generó un déficit de USD 4.386 millones, con importaciones que aumentaron más de USD 7.100 millones y subsidios que treparon a USD 12.000 millones. La vulnerabilidad era evidente: el país dependía del gas boliviano, del GNL spot y de combustibles líquidos para sostener la demanda interna.
Cuatro años después, el escenario es inverso. Las exportaciones de petróleo se triplicaron, pasando de 110.000 barriles diarios en 2022 a 309.000 barriles diarios en el último trimestre de 2025. Las ventas externas de gas crecieron 27%, mientras que las importaciones desde Bolivia se redujeron a 0,1 MMm³/d, consolidando la reversión del flujo en el norte.
Las compras de GNL cayeron 42% y las de combustibles líquidos, 65%, gracias a la mayor disponibilidad de crudo liviano y gas neuquino.
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La infraestructura explica el cambio. Los nuevos gasoductos, la ampliación de capacidad de transporte y la optimización de las refinerías permitieron sustituir importaciones y estabilizar la oferta interna. La mayor disponibilidad de gas para generación eléctrica redujo la exposición del sistema a los precios internacionales y mejoró la previsibilidad tarifaria.
Según Economía y Energía, incluso en un escenario de máximos globales, el impacto sería acotado: 5,1% para electricidad en hogares de ingresos altos y 3,6% mensual para gas por red.
El superávit energético proyectado para 2026 se convierte en un activo macroeconómico clave. Reduce la presión sobre reservas, mejora la balanza comercial y fortalece la posición externa del país en un contexto global incierto. La energía vuelve a ocupar un rol estratégico en la política económica y en la inserción internacional de la Argentina.
El desafío ahora es consolidar esta transformación. La arquitectura exportadora —VMOS, Oldelval, gasoductos y terminales marítimas— debe completarse para sostener el crecimiento de Vaca Muerta y convertir la resiliencia actual en una ventaja competitiva de largo plazo.
La experiencia reciente muestra que producción, infraestructura y reglas estables son los pilares para que la energía deje de ser un factor de vulnerabilidad y se convierta en motor de desarrollo.
La canadiense Kobrea Exploration decidió ampliar su programa de perforación en el proyecto El Perdido, en el distrito minero occidental de Malargüe, luego de identificar indicios geológicos consistentes con un sistema de pórfido de cobre, oro y molibdeno.
La compañía incorporó un cuarto pozo diamantino, ubicado 220 metros al este de la plataforma inicial, para evaluar continuidad y volumen del cuerpo mineralizado.
La Fase 1 del programa concluyó con 1.739 metros perforados en tres pozos, que alcanzaron profundidades de 603, 474 y 662 metros, superando en dos casos el objetivo inicial de 500 metros. Las muestras recuperadas mostraron vetas finas y texturas asociadas a sistemas de pórfido de gran escala, lo que motivó la expansión del plan exploratorio.
El nuevo pozo tendrá una profundidad estimada de 600 metros y permitirá refinar el modelo geológico del área.
La perforación está a cargo de Conosur Drilling, empresa mendocina especializada en diamantina, lo que integra proveedores locales a un proyecto de capital internacional.
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Kobrea posee derechos para adquirir el 100% de siete proyectos en la zona, que abarcan 733 km², y El Perdido es el primero en avanzar con perforaciones sistemáticas.
El CEO de la compañía, James Hedalen, destacó que los resultados preliminares respaldan la decisión de ampliar la campaña y que el cuarto pozo será clave para comprender la geometría y el potencial del sistema mineralizado.
La presencia de cobre, oro y molibdeno en un distrito con baja actividad reciente posiciona a Malargüe como un polo emergente para exploración de metales estratégicos.
El avance del proyecto moviliza servicios geológicos, logística, transporte, metalmecánica e insumos de perforación, y contribuye a reactivar la cadena minera provincial. Si los resultados confirman continuidad y ley, Kobrea podría avanzar hacia una Fase 2 de perforación y modelado, paso previo a una estimación preliminar de recursos.
El desarrollo de proyectos de pórfidos en etapas tempranas es clave para diversificar la matriz minera argentina y atraer inversión de largo plazo en metales críticos para la transición energética.
Patagonia Gold inició la lixiviación en el proyecto Calcatreu y el yacimiento entró formalmente en etapa operativa. La compañía completó la extracción, trituración y acopio del mineral inicial, y comenzó a aplicar la solución lixiviante sobre el pad, un hito clave para la recuperación de oro en la región sur del país.
El avance confirma que el proyecto superó la fase de construcción y ya transita el ciclo productivo.
El inventario metalúrgico muestra el ritmo del desarrollo. La empresa extrajo 91.300 toneladas del pit Veta 49, trituró 73.300 toneladas y colocó 18.800 toneladas en la plataforma de lixiviación. El circuito de carbón en columna está operativo y permite recuperar el metal disuelto en la solución.
El proceso incluye monitoreo continuo de variables críticas para asegurar eficiencia y estabilidad en la recuperación.
Calcatreu se ubica en una zona con antecedentes auríferos y forma parte de un sistema epitermal de oro y plata con múltiples vetas. La empresa completó la infraestructura principal, validó el circuito de procesamiento y avanza hacia la producción de doré.
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El proyecto cuenta con aprobaciones ambientales vigentes y un plan de operación escalable según el rendimiento metalúrgico. La compañía prevé actualizar su informe técnico NI 43-101 durante el segundo trimestre.
El inicio de la lixiviación marca un punto de inflexión para la minería patagónica. El proyecto suma un nuevo activo aurífero al mapa nacional y abre demanda para proveedores de servicios de lixiviación, mantenimiento, transporte, insumos químicos, metalmecánica liviana y sistemas de monitoreo.
Además, consolida empleo local y dinamiza infraestructura en una provincia con potencial geológico subutilizado.
En este contexto, Calcatreu muestra que los proyectos de escala media pueden avanzar con rapidez cuando combinan permisos claros, ingeniería validada y capital comprometido. La puesta en marcha fortalece la diversificación minera del país y ofrece una señal positiva para nuevas inversiones.
La minería aurífera vuelve a ganar tracción en la Patagonia y abre oportunidades concretas para proveedores que buscan integrarse a una cadena productiva en expansión.
Vaca Muerta cerró marzo con 2.616 etapas de fractura, el mayor registro mensual de su historia y un indicador del nivel de madurez que alcanzó la cuenca. El dato supera el récord previo de 2.588 etapas y confirma un crecimiento operativo del 20% interanual, impulsado por mayor eficiencia, más equipos en campo y una logística que sostiene operaciones continuas.
El ritmo actual permite proyectar que, si se mantiene la actividad y la infraestructura acompaña, 2026 podría cerrar entre 28.000 y 30.000 etapas de fractura. Es un escenario sectorial posible, basado en la tendencia de los últimos meses y en la expansión de pads de múltiples pozos, pero condicionado por la disponibilidad de equipos, arena, químicos y capacidad de evacuación.
La producción neuquina también refleja esta aceleración. En febrero, la provincia alcanzó 603.793 barriles diarios, un crecimiento del 30% interanual, con el shale como principal motor.
El incremento se apoya en la performance de las operadoras líderes: YPF realizó 1.116 etapas en marzo, Vista completó 281, y Tecpetrol sumó 138. En servicios, Halliburton ejecutó 1.147 etapas y SLB otras 600, consolidando la mayor parte del ritmo operativo.
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La mejora en eficiencia se explica por la adopción de equipos de fractura alimentados por gas natural, que reducen costos y estabilizan la logística de combustible. También influyen la automatización de procesos, la reducción de tiempos de bombeo y la estandarización de diseños de completación.
Estos factores permiten sostener niveles de actividad que hace cinco años eran considerados inalcanzables.
El crecimiento del fracking moviliza proveedores de transporte, arena, químicos, metalmecánica, mantenimiento y servicios industriales en todo el corredor Neuquén–Río Negro–Bahía Blanca. La cadena de valor se expande y demanda mano de obra especializada, infraestructura logística y mayor capacidad de almacenamiento y evacuación.
Sin obras como VMOS, Oldelval y los gasoductos en ejecución, el récord operativo no se traduce en divisas.
En este contexto, Vaca Muerta consolida un nuevo piso de actividad y se posiciona como uno de los desarrollos shale más dinámicos del mundo. La combinación de eficiencia técnica, escala industrial y obras de infraestructura define la competitividad del sector para el ciclo 2026–2030.
El desafío es sostener este ritmo con inversión continua, logística robusta y capacidad exportadora que acompañe la curva de producción.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur alcanzó un nuevo hito con el montaje del techo del primer tanque de almacenamiento en la terminal de Punta Colorada, en Río Negro. La estructura corresponde al tanque TK404 y marca el inicio de la etapa de ensamblaje de las superestructuras que sostendrán el sistema exportador de crudo.
La obra avanza en paralelo en todos sus frentes y confirma el ritmo industrial del proyecto más estratégico para la expansión de Vaca Muerta.
El TK404 tiene una capacidad de 120.000 metros cúbicos, un diámetro de 82 metros y una altura de 35 metros. Su construcción demandó 1.500 toneladas de acero, más de un millón de pulgadas de soldadura y un proceso de montaje que integró 30.000 bulones.
El techo, de 57 toneladas de aluminio, fue ensamblado por un equipo de 60 trabajadores, de los cuales 35 recibieron capacitación específica para esta etapa. Cada tanque de la terminal replica esta escala, lo que dimensiona la magnitud de la infraestructura en ejecución.
El avance se suma al cruce del ducto por debajo del río Negro, ya completado, y a las obras simultáneas en la estación de bombeo, los tramos del ducto Oldelval y las estructuras civiles de Punta Colorada. VMOS sostiene un cronograma que combina ingeniería, logística y montaje en un esquema de obra continua, con impacto directo en empleo, proveedores y servicios regionales.
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La terminal de Punta Colorada será un nodo exportador clave para el país. El crecimiento proyectado por YPF —con la posibilidad de superar el millón de barriles diarios en 2026— exige infraestructura de almacenamiento, bombeo y salida marítima.
Sin esta arquitectura, el aumento de producción no se traduce en divisas ni en previsibilidad para inversiones de largo plazo. VMOS es la pieza que permite transformar el potencial productivo en capacidad real de exportación.
El desarrollo también impulsa la demanda de proveedores especializados: estructuras metálicas, soldadura de alta precisión, transporte pesado, servicios portuarios, seguridad industrial, ingeniería y control de calidad.
La obra moviliza empleo local y consolida a Río Negro como un actor energético de relevancia, con oportunidades para pymes y contratistas que buscan integrarse a la cadena de valor.
En este contexto, el montaje del primer tanque no es solo un avance constructivo. Es la señal de que la infraestructura exportadora del país está tomando forma y que la región se posiciona como plataforma logística para el ciclo 2026–2030.
VMOS combina escala, complejidad técnica y desarrollo territorial, y se convierte en un componente estructural para la competitividad del sector energético argentino.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur dio un paso decisivo en su estrategia territorial con la convocatoria a empresas del Alto Valle para integrarse a la cadena de servicios del nuevo ducto.
AESA y VMOS presentarán en Allen las necesidades operativas de la obra y los contratos disponibles para proveedores locales, en un movimiento que busca ampliar la base productiva regional y acelerar los tiempos de ejecución.
El encuentro se realizará este martes a las 14:00 en la Cámara de Industria y Comercio de Allen. La agenda incluye la exposición de los avances del proyecto, la demanda de servicios para la etapa actual y los requisitos técnicos para participar en licitaciones.
La convocatoria apunta a pymes de transporte, metalmecánica, obra civil, mantenimiento, seguridad industrial e insumos para construcción pesada, sectores con fuerte presencia en la región.
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La obra avanza con la construcción de la estación de bombeo, los tanques de almacenamiento y el tramo del ducto que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada. Ese corredor energético permitirá aumentar exportaciones, reducir cuellos de botella y mejorar la previsibilidad para inversiones.
La infraestructura ya moviliza empleo, maquinaria y servicios de cercanía, lo que convierte al Alto Valle en un nodo operativo relevante para la logística del proyecto.
La participación de empresas locales es clave para reducir costos, mejorar tiempos de respuesta y fortalecer la cadena de valor regional. El encuentro permitirá a los proveedores conocer estándares, validar capacidades y acceder a oportunidades de contratación directa. Además, consolida un esquema de desarrollo territorial que vincula obra pública, inversión privada y empleo calificado.
En este contexto, Vaca Muerta Oil Sur se posiciona como un motor de integración productiva. La articulación entre AESA, VMOS y las pymes del Alto Valle muestra que la infraestructura energética puede generar derrames concretos en las economías locales.
La región tiene capital humano, experiencia y capacidad instalada para acompañar la expansión del proyecto. El desafío es sostener este vínculo y convertirlo en una plataforma estable para nuevas inversiones y más empleo de calidad.
Texas reforzó su posición como el mayor productor de petróleo y gas de Estados Unidos, impulsado por la expansión de la Cuenca Pérmica y por un marco regulatorio que prioriza inversión, infraestructura y seguridad jurídica.
El estado aporta 6 millones de barriles diarios, casi la mitad de la producción nacional, y sostiene un ecosistema energético que combina escala industrial, tecnología y políticas pro-desarrollo.
La Pérmica —que incluye las subcuencas Delaware y Midland— concentra 40% del petróleo y 15% del gas natural de EE.UU. Sus formaciones Wolfcamp, Spraberry y Bone Spring mantienen productividad elevada y permiten extender la vida útil de los yacimientos mediante pozos horizontales de largo alcance y fractura multietapa.
El Servicio Geológico de EE.UU. estima que solo en Delaware Basin podrían extraerse 46.000 millones de barriles adicionales, lo que garantiza décadas de actividad.
El liderazgo texano se apoya en infraestructura masiva: 32 refinerías, redes de transporte, terminales portuarias y un sistema logístico que integra producción, procesamiento y exportación. La política estatal del gobernador Greg Abbott refuerza este esquema con leyes orientadas a proteger activos críticos, combatir el robo de petróleo y asegurar previsibilidad para inversores.
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Además, Texas destinó USD 123 millones al proyecto The Beacon, un centro de desarrollo económico y capacitación en Midland–Odessa, el corazón operativo de la Pérmica.
El impacto económico es directo: empleo especializado, atracción de capital privado, expansión de proveedores industriales y fortalecimiento del tejido productivo regional. La estabilidad regulatoria y la escala de infraestructura permiten que Estados Unidos reduzca su dependencia energética y consolide su rol como exportador neto de hidrocarburos.
Para Argentina, el caso texano ofrece una referencia estratégica. La experiencia de la Pérmica muestra que la competitividad del shale depende de tres factores: infraestructura de evacuación, reglas estables y capacidad de integrar proveedores locales en un ecosistema industrial de largo plazo.
Vaca Muerta avanza en esa dirección con proyectos como VMOS y Oldelval, pero requiere continuidad de inversión, logística robusta y una arquitectura exportadora que acompañe el crecimiento productivo.
Texas confirma que la política energética no es solo un marco regulatorio: es una estrategia de desarrollo territorial, industrial y geopolítico. Su modelo combina escala, previsibilidad y capacidad de ejecución, elementos que definen la competitividad en un mercado global donde la energía vuelve a ocupar un lugar central en la agenda de poder.
El congelamiento de combustibles por 45 días se apoya en un factor productivo que ganó peso en la matriz energética: los biocombustibles. La disponibilidad de bioetanol y biodiésel a precios competitivos permitió compensar la volatilidad internacional del petróleo y reducir la necesidad de importar gasoil a valores más altos.
El agro se consolidó así como un proveedor estratégico para estabilizar el mercado interno.
El Gobierno habilitó a las refinadoras a incrementar los cortes voluntarios hasta 15% en bioetanol y 20% en biodiésel, por encima de los mínimos obligatorios.
Ese margen adicional permite sustituir parte del gasoil importado, cuya paridad internacional supera el dólar por litro. El biodiésel argentino, incluso en el mercado voluntario, mantiene una ventaja de costos que mejora la ecuación de abastecimiento.
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El esquema se apoya en la capacidad instalada del sector bioenergético, que opera con previsibilidad y abastece volúmenes crecientes. La industria del biodiésel y el bioetanol aporta estabilidad en un contexto global marcado por tensiones geopolíticas, restricciones logísticas y precios del crudo sujetos a variaciones abruptas.
La integración de biocombustibles al sistema de refinación permite amortiguar esas oscilaciones y sostener la oferta local.
El uso ampliado de biocombustibles también genera oportunidades para proveedores de logística, almacenamiento, servicios industriales y transporte.
La cadena agroindustrial incorpora tecnología, empleo y capacidad exportadora, y al mismo tiempo contribuye a la seguridad energética del país. La articulación entre ambos sectores mejora la competitividad y reduce la exposición a shocks externos.
En este escenario, la bioenergía se consolida como un componente estructural del mercado de combustibles. Su aporte permite estabilizar precios, fortalecer la producción local y ofrecer una herramienta adicional para gestionar la volatilidad internacional.
El desafío será sostener esta integración con reglas claras, inversiones y una visión de largo plazo que combine eficiencia, previsibilidad y desarrollo productivo.
El Grupo L inaugurará una planta elaboradora de alimentos en Centenario para abastecer a operadoras y contratistas que trabajan en Vaca Muerta. La instalación combina producción industrial y logística integrada, y se posiciona como un nodo estratégico para servicios de alimentación en campamentos y obras.
La empresa proyecta atender también la demanda de Río Negro y Chubut, lo que amplía su alcance regional.
La planta tiene capacidad inicial para producir 6.000 viandas diarias y fue diseñada para escalar a 12.000 unidades según el ritmo de actividad del shale. El complejo ocupa 1.200 metros cuadrados, integra cocina industrial, cámaras de frío y un centro de distribución que permite despachos continuos hacia los principales yacimientos.
La inversión asciende a $2.200 millones y generará 90 empleos directos en la primera etapa.
El Grupo L es uno de los proveedores más relevantes del sector energético y compite con firmas como Cookins y Aramark. La empresa abastece a YPF, Tecpetrol y Pampa Energía, y opera bajo estándares de calidad y logística propios de la industria.
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La nueva planta mejora tiempos de entrega, reduce costos de traslado y asegura abastecimiento para operaciones que funcionan las 24 horas.
Centenario se consolida como punto logístico clave por su cercanía a los desarrollos de Vaca Muerta y su acceso a rutas provinciales. La ubicación permite integrar mano de obra local, fortalecer proveedores regionales y ampliar la red de servicios no petroleros que acompañan el crecimiento del shale.
Además, la infraestructura instalada mejora la previsibilidad para operadoras que requieren volúmenes crecientes de alimentación en obra.
En este contexto, la planta del Grupo L muestra cómo la expansión de Vaca Muerta impulsa inversiones en sectores complementarios. La industria energética demanda servicios de escala, logística eficiente y capacidad de respuesta inmediata. La nueva instalación aporta competitividad, empleo y mayor densidad productiva en el corredor Neuquén–Centenario.
Es una señal clara de que la cadena de valor se sigue ampliando y que la región puede sostener un ecosistema de proveedores cada vez más robusto.
ABB reforzó en CERAWeek 2026 su posición como proveedor estructural de electrificación, automatización y soluciones digitales para la industria energética. La compañía presentó avances que impactan de lleno en Vaca Muerta, donde la eficiencia operativa y la estabilidad eléctrica se volvieron factores críticos para sostener el crecimiento del shale argentino.
Durante el encuentro, ABB confirmó que suministrará 27 condensadores síncronos con volante de inercia y unidades eHouse prefabricadas para estabilización de red. Estos equipos son esenciales para operaciones de alta demanda, como plantas de gas, ductos y futuros desarrollos de GNL.
Además, la empresa extendió su alianza con VoltaGrid, orientada a infraestructura energética para data centers, un segmento que crece impulsado por la inteligencia artificial y que exige niveles superiores de confiabilidad eléctrica.
En paralelo, ABB destacó que la electrificación de procesos permite reducir emisiones y mejorar la eficiencia en yacimientos no convencionales. La automatización avanzada y el monitoreo en tiempo real se consolidan como herramientas clave para optimizar activos en Neuquén.
Informes técnicos señalan que estas tecnologías permiten prever fallas, reducir costos operativos y mejorar la seguridad en entornos complejos.
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La compañía también subrayó su participación en la planta de GNL de Ruwais, donde aporta sistemas eléctricos y digitales. Ese proyecto, liderado por ADNOC, socio de YPF en Argentina LNG, vincula directamente a ABB con el futuro desarrollo exportador del gas argentino.
La electrificación y la automatización se vuelven así parte del andamiaje tecnológico que permitirá escalar la infraestructura energética del país.
En este contexto, ABB reafirmó que la demanda global de energía, sumada al avance de nuevas industrias como la IA, exige sistemas más eficientes y sostenibles. La empresa considera que Argentina puede capturar inversiones si acelera la modernización eléctrica de su cadena de hidrocarburos.
La electrificación de Vaca Muerta no es solo un salto tecnológico: es una oportunidad para consolidar proveedores locales, atraer capital y fortalecer la competitividad exportadora del país.
La provincia ya cuenta con el parque solar de Ingeniero Juárez, en operación, y con el proyecto en Las Lomitas, ambos desarrollados por MSU Green Energy. A estos se sumarán los seis nuevos parques de Ambiente y Energía
Formosa avanza en su posicionamiento como un polo de energías renovables a partir de una inversión privada de US$ 147 millones destinada a la construcción de seis nuevos parques solares en distintas localidades. El desarrollo, impulsado por la firma Ambiente y Energía, se apoya en una infraestructura eléctrica de alta tensión y en la articulación con el Gobierno provincial, factores que permitieron atraer capitales por un total de US$ 190 millones en el sector.
La provincia ya cuenta con el parque solar de Ingeniero Juárez, en operación, y con el proyecto en Las Lomitas, ambos desarrollados por MSU Green Energy. A estos se sumarán los seis nuevos parques de Ambiente y Energía, que aportarán una capacidad instalada de 170 MW.
Desarrollos solares
Gastón Tzarovsky, presidente y CEO de Ambiente y Energía, explicó que la decisión de invertir en Formosa respondió a un análisis integral que contempló aspectos técnicos, institucionales y sociales. “Formosa tiene una radiación solar que hace que los proyectos sean sumamente factibles. Pero, sobre todo, encontramos una infraestructura de transporte que permite inyectar esa energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de manera eficiente”, afirmó.
Fernando De Vido, presidente de REFSA (Recursos y Energía Formosa S.A.), remarcó la importancia de la infraestructura energética existente como base para el desarrollo de proyectos renovables. “Hoy se dan inversiones del sector privado vinculadas a parques solares porque existe una infraestructura eléctrica acorde. Formosa cuenta con una Estación Transformadora principal de 500/132 kV con 600 MVA de potencia instalada, 12 estaciones transformadoras distribuidas estratégicamente en el territorio y más de 557,9 km de líneas de alta tensión (132 kV). Sin esta estructura, ningún parque solar se podría instalar en nuestra provincia”, subrayó. A este sistema se suman otros 545 kilómetros de líneas de media tensión.
Fernando De Vido, presidente de REFSA
Nuevo proyecto solar
El proyecto contempla dos etapas. La primera prevé una capacidad de 80 MW con una inversión de US$ 64,5 millones, distribuida entre las localidades de Pirané (25 MW), Laguna Blanca (30 MW) e Ibarreta (25 MW). La segunda fase incorporará otros 90 MW mediante un desembolso equivalente, con desarrollos en Clorinda (50 MW), Formosa Capital (15 MW) y General Güemes (25 MW).
La localización de los proyectos responde a criterios técnicos vinculados a la red de transporte eléctrico, en particular a la línea de 132 kV que recorre la Ruta Nacional 81 hacia el oeste, lo que facilita la inyección de energía en zonas de alta demanda, especialmente durante los picos estivales.
En paralelo, la empresa prevé participar el 8 de mayo en la licitación nacional AlmaSADI, impulsada por CAMMESA, con el objetivo de incorporar sistemas de almacenamiento en baterías. Estas soluciones permitirían gestionar la energía generada, almacenándola en momentos de baja demanda y liberándola en horarios pico.
Tzarovsky destacó además el rol del Gobierno provincial en el desarrollo del proyecto. “Tuvimos acompañamiento desde el día uno. Nos reunimos con Fernando De Vido y con el ministro de Economía, Jorge Ibáñez, para evaluar la infraestructura. Esa sinergia es la que genera la confianza para desembolsar capitales de esta magnitud”, aseguró.
El análisis de la compañía también incluyó variables sociales y de largo plazo. Según indicó el ejecutivo, factores como la estabilidad social, los niveles educativos y la seguridad fueron considerados clave para inversiones con una vida útil estimada en hasta 30 años. “Al ser proyectos con una vida útil de hasta 30 años, la estabilidad del entorno social formoseño fue un factor decisivo”, sostuvo.
Impacto
En términos de impacto, se estima que el 65% de la inversión estará destinado a equipamiento, como paneles e inversores, mientras que el 35% restante corresponderá a obras civiles y montaje. Solo en el proyecto de Pirané se prevé la contratación de 280 trabajadores en los momentos de mayor actividad, con un efecto multiplicador que podría alcanzar los 500 empleos indirectos.
La empresa adelantó que el 90% de la mano de obra será local y que se implementarán programas de capacitación técnica, con el objetivo de desarrollar capacidades regionales vinculadas al mantenimiento de los parques y a nuevas instalaciones. De esta manera, la provincia busca no solo incrementar su generación eléctrica, sino también fortalecer una base productiva asociada a la transición energética.
Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural
Sebastián Sánchez Ramos asumió como gerente general de Camuzzi Energía S.A. (CESA), empresa vinculada al Grupo Camuzzi, el pasado lunes 16 de marzo.
Sánchez Ramos es Ingeniero Industrial y cuenta con una trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural, habiendo ocupado a lo largo de su carrera diversos roles técnicos, operativos y de gestión en compañías del sector.
Trayectoria del nuevo gerente general
Entre sus principales antecedentes se destaca su desempeño en Albanesi como director ejecutivo durante más de 17 años, liderando la comercialización, el suministro y transporte de gas natural para centrales eléctricas.
Previamente, desarrolló su carrera en Metrogas, donde asumió roles vinculados con la comercialización de gas y transporte, gestionando contratos con productores, transportistas y grandes clientes.
CESA es una empresa del Grupo Camuzzi dedicada inicialmente al abastecimiento, comercialización y gestión integral de gas natural, brindando soluciones energéticas a clientes industriales, usinas eléctricas y grandes usuarios, como asi también el servicio integral de distribución de Gas Natural Comprimido (GNC), orientado a empresas que requieren disponer del fluido en instalaciones no conectadas a redes. Para ello, utiliza equipos de compresión móviles de última generación, diseñados para operar de manera flexible y segura en cualquier punto del país.
En los últimos años, y con el objetivo de acompañar las necesidades de los distintos actores de la industria, Camuzzi Energía ha desarrollado un amplio portafolio de soluciones operativas, sustentadas en el know how, la experiencia y la sólida formación técnica de su equipo de profesionales. Entre sus principales servicios se destacan:
La construcción de plantas y cañerías, y la asistencia técnica para la operación y el mantenimiento de gasoductos y plantas reguladoras de presión. Servicios de mantenimiento especializado mediante sistemas de Hot Tapping y Stopple, que permiten realizar tareas de perforación y obturación sin interrumpir el suministro de fluidos líquidos o gaseosos. Contraste y calibración de medidores, en laboratorios propios certificados por el INTI.
“Sánchez Ramos se suma así a Camuzzi Energía, una empresa robusta y con una vasta experiencia, que desarrolla sus actividades a lo largo de toda la cadena de valor y en todo el territorio nacional, con foco en la eficiencia operativa, la seguridad y el cumplimiento regulatorio, contribuyendo al desarrollo energético del país”, destacaron desde la empresa.
Las obras en el proyecto CAREM en Atucha cesaron a comienzos de 2025.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) desjerarquizará el proyecto CAREM para priorizar la inversión en otros proyectos como el reactor RA-10. El movimiento será consecuencia de los cambios que realizará en su organigrama. Mientras tanto, la pausa en el avance físico del reactor genera preocupación por la depreciación de la instalación y de los equipos, según pudo saber EconoJournal.
En concreto, la CNEA realizará cambios importantes dentro de su estructura de 12 gerencias de área. Una de ellas es la Gerencia de Área Central Argentina de Elementos Modulares (GACAREM), encargada de llevar adelante el proyecto CAREM, un reactor prototipo de 32 MW de potencia eléctrica diseñado íntegramente en el país.
Fuentes en la CNEA señalan que GACAREM será desjerarquizada y pasará a depender de otra gerencia de área. «Se estaría por hacer un cambio de estructura en la CNEA y la degradarían de estatus de gerencia de área a una gerencia simple«, explicó una de las fuentes.
La desjerarquización implica que la ejecución del presupuesto del proyecto se ralentizará. «El punto con la creación de esa gerencia de área era tener una ejecución rápida y no tener que lidiar con ciertos retrasos administrativos en la ejecución del presupuesto», añadió.
Preocupa la conservación del CAREM
Mientras tanto, la actividad en el CAREM actualmente se reduce a la conservación del edificio del reactor, la turbina, la maquinaria y el herramental vinculados al proyecto. Sin embargo, fuentes del tema señalaron que la conservación es mínima por falta de presupuestoy personal, lo que expone a las instalaciones y equipos a una depreciación más rápida.
El proyecto CAREM está emplazado dentro del complejo nuclear Atucha en Lima. El avance físico del proyecto se ubicaba en un 63% a fines de 2024. La enorme mayoría de ese avance se explica por la obra civil del reactor que se encuentra muy avanzada, por lo que la CNEA suspedió a comienzos de 2025 los trabajos de construcción para centrar el presupuesto en continuar desarrollando la ingeniería del reactor y sus componentes.
«El estado de preservación es precario. No hay condiciones para la preservación de los materiales estructurales con la situación salarial, la presupuestaria y la degradación de la unidad jerárquica», graficó otra de las fuentes.
Un ejemplo es lo que sucede dentro del edificio que alojará el reactor, que quedó parcialmente desprotegido, de manera que se inunda en días de lluvia. «Como esa parte no se tapó, se inunda y hay que entrar con una bomba de achique para sacar el agua. Se va degradando la obra civil, no hubo ni siquiera presupuesto para tapar esa parte«, añadió.
Otra fuente dijo que el personal de preservación se redujo de 30 a 7 personas durante 2025. «Hay equipos que no se pueden inspeccionar por falta de herramientas, personal técnico y presupuesto», explicó.
El futuro incierto del CAREM
La preocupación por la conservación está vinculada con la expectativa de finalizar el reactor prototipo y ponerlo en marcha en el futuro. Por el momento, los alcances del proyecto CAREM están siendo acotados y su desarrollo enfrenta importantes desafíos de ingeniería para los que no se cuenta con el presupuesto requerido. La evolución del proyecto también genera discusiones en el sector nuclear sobre la capacidad de la CNEA para conducirlo.
El CAREM prototipo de 32 MWe (originalmente de 25 MW) es un diseño de reactor en la línea de los reactores modulares pequeños (SMR). Se trata de un reactor presurizado de agua liviana (PWR), la configuración de reactor más utilizada en el mundo. Entre sus aspectos más innovadores figuran la búsqueda de integrar componentes dentro del recipiente presión y la circulación del agua por convección natural.
La Secretaria de Asuntos Nucleares (SAN) viene indicando que el proyecto prioritario vinculado a la CNEA es la finalización del reactor multipropósito RA-10, cuya puesta en marcha se espera para fines de este año.
En cuanto al CAREM, el titular de la secretaría, Federico Ramos Napoli, definió que el valor del proyecto está en el talento humano y las capacidades tecnológicas que se generaron y que pueden servir para insertar al país como proveedor de servicios y componentes al extranjero para otros diseños de reactores modulares pequeños (SMR). En esa línea se inserta un acuerdo entre CNEA e IMPSA para fabricar y exportar recipientes de presión para reactores SMR.
Sin embargo, en lo que respecta al reactor prototipo, el secretario de Asuntos Nucleares evalúa que la planificación y la gestión del proyecto no fue la mejor y que las características del reactor generan desafíos de ingeniería de compleja resolución, estos últimos documentados por la CNEA en una Revisión Crítica de Diseño realizada en 2024.
“El CAREM eligió innovar en cuatro o cinco variables críticas simultáneamente. Eso no es imprudencia de los ingenieros. Es la consecuencia de un sistema que premiaba la ambición técnica en sí misma, independientemente de si esa ambición resolvía un problema real o creaba uno nuevo. La noble búsqueda de correr la frontera tecnológica desprovista de una planificación clara, sólo se tradujo en mayores tiempos y presupuesto descontrolado para el proyecto”, reflexionó Ramos Napoli en un artículo publicado en Infobae.
Uno de los cuestionamientos centrales a la planificación pasada del proyecto es al avance de la obra civil por delante de la ingeniería final del reactor y sus componentes. «El hormigón no se deshace. Una vez que la estructura civil existe, la presión institucional para continuar se vuelve tan sólida como ella. Esa decisión de secuencia — construir lo irreversible antes de cerrar lo incierto — fue tomada con pleno conocimiento de las incertidumbres técnicas que el propio equipo del proyecto había documentado», cuestionó el secretario.
El CAREM comercial, descartado
El concepto CAREM viene de la década de 1980 pero la decisión de avanzar en su desarrollo y construcción se tomó treinta años después. La construcción del reactor prototipo comenzó en 2014, con la expectativa de validar el funcionamiento integral del concepto. El proyecto también ambicionaba con dar paso al diseño de módulos comerciales CAREM de 120 MW de potencia. El CAPEX invertido en el prototipo hasta el momento asciende a por lo menos unos US$ 750 millones según la SAN.
Sin embargo, la viabilidad comercial de un reactor más potente comenzó a ser cuestionada en los últimos años. El primer presidente de la CNEA en expresar públicamente el tema dentro del organismo fue Germán Guido Lavalle, prácticamente descartando la búsqueda de una versión comercial del CAREM. «Seamos honestos intelectualmente, no vamos a vender 50 CAREM, sabemos que no es así, que no es económicamente competitivo ese reactor«, dijo en un mensaje interno de fin de año en 2024.
De esta forma, los alcances del proyecto CAREM quedaron acotados a la finalización y puesta en marcha del reactor prototipo. La gerencia CAREM en este momento emplea a unas 200 personas con foco en seguir trabajando en la resolución de desafíos de ingeniería y desarrollo de los componentes críticos.
Sin embargo, la falta de presupuesto y la situación salarial ralentizan el avance y empujan a la fuga de talento fuera del organismo científico nuclear. «Hay una fuga de profesionales que forzó la unificación de las áreas de obra e ingeniera del proyecto. Se fue la gente de electrónica y los técnicos de la obra civil pasaron a hacer servicios a terceros», explicó una de las fuentes.
El parque solar posee una potencia instalada de 8 MW y utiliza paneles bifaciales
360Energy y Stellantis Argentina anunciaron la puesta en marcha del parque solar en el Polo Industrial Córdoba, un proyecto clave dentro de la estrategia energética que ambas compañías impulsan en el país. El parque posee una potencia instalada de 8 MW y utiliza paneles bifaciales de última generación y tecnología de tipo “trackers” o seguidores solares.
El proyecto ya se encuentra habilitado y en operación permitiendo abastecer de energía limpia y renovable a la planta de producción de automóviles de Stellantis. De esta forma, se marca un avance concreto hacia la autonomía energética del complejo industrial.
En concreto, la energía renovable generada por el parque solar Córdoba se complementa con el suministro proveniente del Complejo Solar 360Energy La Rioja bajo un contrato “Mater” celebrado entre ambas compañías, lo que permite crecer hacia el objetivo de abastecer al Polo Industrial Córdoba con energía 100% renovable.
Este desarrollo se enmarca en el plan de inversiones conjunto de US$100 millones iniciado en 2024, orientado a impulsar soluciones energéticas sostenibles y a reducir la huella de carbono de las operaciones industriales de la automotriz.
Nuevo parque solar en el Polo Industrial de Córdoba
Este desarrollo se enmarca en el plan de inversiones conjunto de US$ 100 millones iniciado en 2024
De acuerdo con la información suministrada por las empresas, el Parque Solar Córdoba presenta las siguientes características técnicas:
• Potencia pico: 8 MWp
• Estructuras de soporte: tracker PVH.
• Módulos fotovoltaicos: monocristalinos-bifaciales de 635w JA Solar.
• Inversores: tipo string, Huawei.
• Generación de energía: 16,7 GWh/año.
«Con estas iniciativas, 360Energy y Stellantis refuerzan su compromiso con la sustentabilidad y la transición energética, en línea con el objetivo global del grupo Stellantis de alcanzar la neutralidad de carbono en 2038, al tiempo que continúa consolidando al Polo Industrial Córdoba como un pilar estratégico de su operación en la región», destacaron desde las empresas.
“Es un orgullo para 360Energy poner en marcha un nuevo proyecto solar en el marco del plan conjunto con Stellantis. En este sentido es que continuamos implementando nuestro plan de crecimiento en forma ininterrumpida tanto en el segmento de abastecimiento de energía renovable solar como así también en soluciones de almacenamiento de última generación, con proyectos en Argentina y otros países de Latinoamérica», sostuvo Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy.
«Estamos convencidos que la energía solar es y será el principal vector de cambio, y nuestra misión es impulsar proyectos que reflejen el compromiso con la transformación de la matriz energética del país y la región”, señaló Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy», agregó.
El miércoles 1 de abril se realizó el montaje del techo del primer tanque de almacenamiento (TK404) de la Terminal Punta Colorada, uno de los hitos constructivos del proyecto Vaca Muerta Oil Sur.
Cada tanque tendrá 120.000 m³ de capacidad, 82 metros de diámetro y 35 metros de altura, y están diseñados con tecnología específica para operación segura en ambiente costero, se describió.
El avance de esta infraestructura es clave para acompañar el fuerte crecimiento de la producción de crudo en Vaca Muerta, en un contexto en el que —según señaló Horacio Marín— Argentina podría superar en 2026 el millón de barriles diarios. VMOS permitirá convertir ese salto productivo en exportaciones a gran escala desde la costa atlántica.
La construcción de cada tanque demanda alrededor de 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura.
Para el montaje del techo —una estructura íntegramente de aluminio, con un peso total de 57 toneladas— se utilizaron cerca de 30.000 bulones y participaron 60 trabajadores durante la maniobra de colocación, 35 de ellos especialmente entrenados para el proyecto.
El presidente de YPF, Horacio Marín, comunicó este miércoles la entrada en vigencia de un esquema de compensación –“buffer” o instrumento amortiguador— del precio de los combustibles en la Argentina frente a la escalada de la cotización internacional del petróleo como resultado de la guerra en Medio Oriente. El anuncio llega luego de que las naftas subieran cerca de 20% en marzo.
El esquema contempla la puesta en marcha de un mecanismo novedoso, articulado entre privados, sin intervención del Estado nacional a través de algún tipo de regulación.EconoJournal había anticipado el lunes que era inminente algún tipo de acuerdo durante esta semana.
Lo que se busca es que productores y refinadores —entre los que figuran YPF, Axion Energy, Raízen y Trafigura— junto con productores no integrados como Vista Energy, Chevron, Pluspetrol, Tecpetrol, CAPSA y Phoenix Global Resources, entre otros, acuerden condiciones de comercialización de crudo en el mercado interno que amortigüen el impacto de un contexto excepcional, con el barril por encima de los 100 dólares por el conflicto en Medio Oriente.
Equilibrio entre inversión y precios
A grandes rasgos, el esquema apunta a cumplir un doble objetivo.
Por un lado, evitar distorsionar la señal de precios del petróleo en el mercado interno, de modo de no afectar el desarrollo de inversiones en Vaca Muerta, que requiere que el precio local del crudo se mantenga alineado con la paridad de exportación.
Por otro, busca moderar el traslado de esa suba a los surtidores para evitar un impacto negativo en el funcionamiento sistémico de la economía -con foco en el impacto inflacionario- y en el nivel de consumo de combustibles.
Según reconoció Marín, en algunas regiones del interior ya se empezaban a detectar señales de retracción en la demanda.
Cómo funciona en la práctica el esquema de compensación
El precio de los combustibles aumentó en torno al 20% a lo largo de marzo, el mayor incremento de los últimos 15 o 20 años sin que medie una corrección cambiaria.
A diferencia de episodios anteriores —como en diciembre de 2023—, en este caso el tipo de cambio se mantuvo estable, pero el precio en surtidor se ajustó por la suba del crudo. Aun así, el aumento local quedó por debajo del registrado en mercados como Estados Unidos, Europa o Chile.
Esa decisión refleja la intención de la industria de sostener reglas de mercado —sin desacoplar demasiado los precios domésticos del crudo de los internacionales— para no afectar la llegada de nuevos inversores a Vaca Muerta, como Continental Resources, entre otros.
El corazón del esquema es un sistema de compensación entre productores y refinadores que funciona, en los hechos, como un fondo estabilizador intraindustria. El que propuso un mecanismo similar fue Juan José Aranguren durante su paso por el Ministerio de Energía, pero no lo llegó a implementar.
El precio interno del crudo se define en función de promedios móviles. Algunas compañías —como Raízen— utilizan ventanas entre el 15 de un mes y el 15 del siguiente, mientras que YPF y Puma trabajan con mes calendario.
Sobre esa base, el nuevo mecanismo permite que los refinadores paguen un precio interno más bajo que el de paridad de exportación, de modo de sostener el precio en surtidor con un margen de refinación acotado —deteriorado, pero aún viable—.
La diferencia entre ese precio efectivo y el precio internacional se acumula como un saldo a favor del productor en una cuenta corriente. Ese desfasaje no se elimina: se difiere.
Se trata, conceptualmente, de un esquema de compensación típico de contextos de crisis o excepcionalidad —como guerras—, donde los productores resignan ingresos en el corto plazo, pero conservan el derecho a recuperarlos más adelante.
La expectativa del sector es que esa brecha pueda saldarse en los próximos cuatro o cinco meses, cuando el precio del crudo vuelva a niveles más cercanos a los 80 dólares por barril.
En ese marco, durante los próximos 45 días no habrá nuevas subas en los precios de los combustibles.
El rol de YPF como garante
En este esquema, YPF juega un rol central como empresa líder del mercado, con una participación cercana al 55 por ciento.
Según dejó entrever ayer Marín en una entrevista con LN+, la compañía está hoy vendiendo combustibles por debajo del precio que resultaría de una aplicación estricta de paridad internacional, con el objetivo de evitar un impacto inmediato sobre el consumo.
Pero el esquema también prevé el movimiento inverso: si el precio internacional del crudo baja, los combustibles en la Argentina no lo harán al mismo ritmo.
En ese escenario, la baja en surtidor será más gradual, permitiendo que refinadores no integrados como Raízen o Puma puedan cancelar la deuda acumulada con los productores puros (como Pluspetrol, Vista, Capsa o CGC).
En síntesis: los precios suben menos de lo que deberían en un contexto de libre mercado pleno, pero también bajarán más lento cuando se normalice el escenario internacional.
Condición clave: estabilidad cambiaria
El funcionamiento del esquema depende de una variable crítica: el tipo de cambio.
Además del precio del crudo, el dólar es el otro factor central en la formación del precio de los combustibles. La expectativa de estabilidad cambiaria —apuntalada por la liquidación de la cosecha gruesa— genera condiciones para que este mecanismo pueda sostenerse.
En ese sentido, el esquema también funciona como una señal de la industria: frente a un escenario internacional adverso, las empresas buscan mecanismos de coordinación privada para evitar disrupciones en precios sin forzar indirectamente una intervención del Estado.
El sindicato petrolero de Santa Cruz, encabezado por Rafael Güenchenen, endureció su postura ante las compañías que operan en la provincia y afirmó que el plazo para concretar las inversiones comprometidas se ha agotado. En este contexto, no descartaron la posibilidad de convocar a un paro general si en breve no se presentan definiciones concretas.
Han transcurrido 120 días desde el inicio de las nuevas concesiones y, según el gremio, el nivel de actividad sigue siendo insuficiente. Aunque en los últimos días algunas empresas como Brez, Roch y CGC incorporaron equipos como unidades de pulling, flush by y un equipo perforador, desde el sindicato consideran que estas acciones son apenas un primer paso que debe acelerarse.
Güenchenen expresó que “con un barril a favor y retenciones cero, la falta de inversión ya no es un problema administrativo, es una decisión empresarial” y advirtió que lo realizado hasta el momento “es apenas un comienzo y no alcanza” para revertir la situación crítica.
El reclamo principal se centra en la falta de ejecución de los compromisos de inversión por más de 1.259 millones de dólares establecidos en la Licitación N° 006/2025, la demora en las 22 perforaciones anuales previstas y la reactivación de más de 4.000 pozos inactivos en distintos yacimientos de la provincia.
Ante esta situación, el sindicato permanece en estado de alerta y movilización, y advirtió que podría implementar medidas de fuerza si no se presentan cronogramas claros. “Si en los próximos días no hay definiciones claras y más equipos en operación, vamos a ir a un paro general y exigir la reversión de las concesiones”, afirmó el dirigente.
Este escenario surge luego de la salida de YPF de varias áreas, lo que provocó una caída en la actividad y generó incertidumbre laboral en el sector. Desde el gremio aseguran haber cumplido con la estabilización de los yacimientos y atribuyen las demoras actuales exclusivamente a decisiones empresariales.
Además, el sindicato sumó un reclamo relacionado con el saneamiento ambiental, destacando que la remediación de pasivos es parte fundamental del proceso productivo y puede generar empleo. Güenchenen concluyó que “el trabajador petrolero sostuvo la actividad en los peores momentos y ya cumplió su parte; ahora es el turno de las empresas”.
El Gobierno bajó cerca de un 2% el precio del biodiésel destinado para la mezcla obligatoria por ley con el gasoil, para atenuar la suba del combustible por la guerra en Medio Oriente, a través de la Resolución 81/2026 publicada este miércoles en el Boletín Oficial.
Con la actualización, el precio de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $1.808.690 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Anteriormente, el valor alcanzaba 1.842.796, lo que implica que la baja dispuesta es del 1,85%. La decisión gubernamental busca morigerar el impacto de la suba del petróleo, que acumula un alza del 50% desde que Estados Unidos e Israel atacaron Irán.
La disparada del precio internacional del crudo se trasladó directamente a los surtidores en las últimas semanas, lo que generó reclamos de distintos sectores por la suba de los costos que enfrentan para desarrollar sus actividades.
En este sentido, las empresas de colectivos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) anunciaron en las últimas horas la reducción de las frecuencias ante el incremento del gasoil y la ausencia de reconocimiento de ese costo.
La normativa de la Secretaría de Energía determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Al mismo tiempo, aclaró que el nuevo precio fijado “es el valor al cual deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno” y explicó que la baja en el valor se da a partir de que “las actuales condiciones del mercado de biodiesel ameritan la determinación de un nuevo precio”.
En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para “determinar la metodología de cálculo de los precios a los cuales deberán llevarse a cabo la adquisición de biocombustibles para el cumplimiento de su mezcla obligatoria con los combustibles fósiles, la cual deberá garantizar una rentabilidad determinada, considerando los costos de elaboración, transporte y el precio para el producto puesto en su planta de producción”.
En el caso del bioetanol, tanto el elaborado a base de caña de azúcar como el elaborado a base de maíz, destinado a su mezcla obligatoria con la nafta, aún no se publicaron nuevos valores para el cuarto mes del año, por lo que todavía rigen los precios fijados en enero.
En el primer mes de 2026, se fijó el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar en $1.000,868. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, el valor está en $917,323.
Los precios de los biocombustibles son parte de los costos que se reflejan en los surtidores, por lo que cada variación en los mismos puede implicar una modificación de los valores de la venta de nafta y gasoil al público. En esta oportunidad, el precio del gasoil se vería menos presionado en el corto plazo aunque es difícil que baje en medio del alza de los precios energéticos por la guerra en Medio Oriente.
El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que la compañía pondrá un límite a los aumentos de los combustibles y que el surtidor no reaccionará directamente a las variaciones del barril Brent, en un contexto de incertidumbre por el conflicto en Medio Oriente.
“Decidimos crear un buffer para que el consumo no baje”, sostuvo esta noche en el canal de noticias LN+. Además, señaló que la medida “va a mantener los precios estables durante 45 días”. “Espero que la guerra termine antes y se estabilice antes el precio”, agregó.
El valor de los combustibles se compone de cuatro factores: el precio del barril Brent, el tipo de cambio, el costo de los biocombustibles y la carga impositiva. En ese marco, el titular de la petrolera explicó que el precio al consumidor no seguirá, por el momento, las fluctuaciones del Brent, que se mantiene volátil por la guerra. “Durante este período, desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de las nuevas variaciones del Brent”, indicó. “No hay ni precios fijos ni subsidios, ni congelamiento”, aclaró.
En la entrevista, Marín profundizó: “En los últimos días vimos que la demanda empezó a ser elástica, lo que quiere decir que con aumentos de precios cae el consumo. En la Ciudad y otras importantes sigue siendo inelástico, pero nosotros llegamos a toda la Argentina, y se ve baja de consumo. Tenemos que crear un buffer para que no baje y, así, poder pasar este pedido transitorio de la guerra”.
La arquitectura de la ley se divide en siete capítulos diseñados para tener autonomía operativa, lo que facilitaría su tratamiento legislativo.
La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) elaboró una proyecto de Ley de Transición Energética que busca establecer las bases para la descarbonización de la matriz energética en la Argentina. La iniciativa no es planteada solo como una meta ambiental, sino como una oportunidad de desarrollo económico, que permitiría aprovechar el financiamiento internacional disponible para reducir costos sistémicos millonarios y liberar excedentes de hidrocarburos para la exportación.
La propuesta legislativa integral surge de un proceso de debate que involucró a los principales actores del sector privado, incluyendo a la Unión Industrial Argentina (UIA), instituciones del agro, universidades y organismos técnicos como AGUEERA, ATEERA y Cammesa. El objetivo es dotar al país de un marco regulatorio previsible que permita captar el flujo de capitales globales destinados a la mitigación del cambio climático.
Marcelo Álvarez, presidente de CADER y principal impulsor de la iniciativa, explicó que el enfoque de la norma rompe con la visión tradicional de las metas ambientales como un costo. «Estamos trabajando en un proyecto de Ley de Transición Energética que entusiasma y que se presentará en breve a la clase política. Un marco lo suficientemente ambicioso y flexible para incorporar aquellos recursos, vectores y tecnologías que hoy no se conocen», anunció el directivo en diálogo con EconoJournal.
En los fundamentos de la iniciatia se plantea que la transición energética actuará como un «game changer» que redefinirá la economía mediante impactos directos en sectores como la energía, la minería estratégica y el hidrógeno verde. Sin embargo, su alcance será también indirecto y obligatorio para toda la industria, que deberá internalizar su huella de carbono en la producción y el transporte. En este nuevo escenario, se penalizarán los modelos productivos no sustentables y se premiará a quienes adaptes sus procesos a las exigencias de la descarbonización.
Descarbonización y oportunidad de negocios
Para el sector, el eje central es la competitividad: «Es un proyecto de ley que muestra una oportunidad de negocios. No se parte de una restricción climática, sino de cómo aprovechar el financiamiento verde internacional para la descarbonización», explicó Alvarez. El sustento técnico de la propuesta se apoya en estudios comparativos, como los presentados por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), que contrastan el escenario inercial (Business As Usual – BAU) con alternativas de descarbonización.
Marcelo Alvarez, presidente de Cader.
El escenario BAU para la Argentina proyecta un costo de US$261.000 millones a 2050, con emisiones que duplicarían los niveles de 2019. En contrapartida, un modelo basado intensivamente en el gas natural generaría un ahorro de US$14.000 millones, pero apenas reduciría un 6% las emisiones. Por su parte, la opción centrada en las renovables propone un ahorro sistémico de US$31.000 millones y una mitigación de emisiones del 59% respecto al tendencial.
En términos de empleo, el diferencial es significativo para el mercado laboral local. Mientras que la opción del gas natural generaría unos 13.000 puestos hacia 2030 sin crecimiento posterior, el escenario de renovables es sensiblemente más dinámico. Al respecto, Álvarez detalló: «El escenario de renovables genera 139.000 puestos de trabajo sin cadena de valor local; 145.000 con cadena de valor local parcial». Estas cifras subrayan la capacidad de la transición para actuar como un motor de reactivación industrial, especialmente si se fomentan incentivos para la fabricación nacional de componentes.
El contenido del proyecto
La arquitectura de la ley se divide en siete capítulos diseñados para tener autonomía operativa, lo que facilitaría su tratamiento legislativo. Los apartados cubren áreas críticas como el hidrógeno verde, el uso eficiente de la energía, la continuidad de la Ley 27.191 para renovables, el tratamiento del oil & gas residual, la infraestructura de redes y el financiamiento.
«Tiene siete capítulos este proyecto de ley que son eventualmente capítulos independientes. El único que es transversal es el de financiamiento; todos los demás podrían ser leyes per sé», explicó el referente de CADER, remarcando la flexibilidad del esquema propuesto y que se espera tengs etado parlamentario y aprobación este año.
Uno de los puntos más disruptivos de la iniciativa es su autonomía respecto a los recursos del Tesoro Nacional. En un contexto de restricción fiscal en la Argentina, el sector privado asegura que la clave reside en la seguridad jurídica y no en los subsidios directos.
«La buena noticia es que no necesitamos nada; necesitamos marco regulatorio y hoja de ruta. El financiamiento lo conseguimos desde el exterior; no necesitamos que el tesoro ponga un centavo», afirmó Álvarez. Esto posiciona a la ley como una herramienta de atracción de divisas genuinas sin comprometer las cuentas públicas.
El proyecto también aborda la coexistencia con los recursos fósiles existentes, ineludible en un país que cuenta con los recursos de Vaca Muerta, proponiendo una transición inteligente que maximice los ingresos por exportaciones. La lógica planteada es descarbonizar el consumo interno mediante fuentes limpias de bajo costo para liberar el saldo exportable de hidrocarburos.
«La Argentina puede, entrando ahora con las renovables más baratas, usar el financiamiento internacional para descarbonizar su matriz y exportar todos los excedentes que tiene de fósiles», señaló el directivo, visualizando un modelo de país que combine una «matriz interna muy limpia, muy barata y que genera empleo, y una exportación de fósiles combinados con hidrógeno».
El proyecto permite la incoporación de tecnologías aún no desarrolladas.
La visión de largo plazo de CADER otorga al hidrógeno verde un rol protagónico como vector energético y facilitador de nuevos mercados de exportación. El proyecto contempla que este recurso demande carbono para la producción de combustibles sintéticos, lo que podría consolidar un nuevo perfil comercial para la Argentina en la próxima década. Esta integración tecnológica permitiría insertarse en las cadenas globales de valor que hoy demandan productos con baja huella de carbono, desde minerales críticos hasta insumos industriales.
En el aspecto institucional, la ley propone la creación de un Instituto Autárquico para el desarrollo del sector energético. Este ente sería el encargado de actuar como autoridad de aplicación y de ajustar las metas legislativas en función de la evolución de las tecnologías y los costos internacionales. La propuesta busca así evitar la obsolescencia de la normativa y garantizar que la transición energética sea un proceso dinámico supervisado por un organismo con capacidad técnica y autonomía política.
Instrumentos de incentivo fiscal
Para fomentar la inversión en infraestructura de gran escala, como gasoductos, líneas de transmisión y plantas de licuefacción, el texto incluye incentivos específicos. Se mencionan herramientas como la amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias, la devolución anticipada de IVA y la estabilidad fiscal por plazos prolongados.
Estas medidas apuntan a reducir el riesgo país percibido por los inversores y compensar las asimetrías de financiamiento que enfrenta la industria local frente a competidores regionales. Por su contenido tienen un perfil similar al vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que impulsó la actual gestión de gobierno y que permitió hasta el momento recibir propuestas de proyectos por unos US$70.000 millones de inversión, en particular en sectores de la energía, la minería e infraestructura.
La cuestión cambiaria no queda fuera del análisis transversal del capítulo de financiamiento. El proyecto sugiere mecanismos de libre disponibilidad de divisas para el repago de deudas contraídas en el exterior y para la repatriación de dividendos, condiciones consideradas esenciales para cualquier proyecto de capital intensivo. La meta es que el marco regulatorio actúe como un garante de la estabilidad macroeconómica, permitiendo que la balanza comercial energética sea superavitaria y ayude a financiar la propia transición.
Respecto al contexto político para el tratamiento de la norma, CADER considera que el año 2026 ofrece una ventana de oportunidad única debido a la ausencia de elecciones nacionales. «Esperamos que tome estado parlamentario y se apruebe eventualmente este año. Es un año ideal porque no hay elecciones; es un año donde se puede escuchar más», sostuvo Álvarez. La estrategia consiste en tener los consensos técnicos cerrados y los proyectos listos para cuando la agenda legislativa permita su abordaje formal.
La iniciativa busca fortalecer el perfil del emprendimiento para acceder a financiamiento internacional
Con el objetivo de fortalecer el perfil del proyecto de cobre Taca Taca, en Salta, potenciando el acceso al financiamiento internacional y el alineamiento con prácticas minerales responsables, la Corporación Financiera Internacional (IFC) y First Quantum Minerals Ltd. firmaron un acuerdo que enmarca al proyecto bajo los Estándares de Desempeño en Sostenibilidad Ambiental y Social del organismo multilateral.
El proyecto Taca Taca es considerado uno de los yacimientos de cobre sin explotar más grandes del mundo y una pieza relevante dentro del incipiente sector cuprífero argentino. La proyección de Taca Taca se inscribe en el contexto de transición energética, donde los minerales críticos son altamente demandados. De allí, el potencial de la iniciativa como motor de diversificación exportador y desarrollo de infraestructura en el país.
Según datos difundidos por las compañías, el desarrollo inicial de Taca Taca contempla una inversión estimada en US$ 4.200 millones para una planta con capacidad de procesamiento de 40 millones de toneladas anuales, con posibilidad de expansión.
En ese escenario, se proyecta una producción de aproximadamente 291.000 toneladas de cobre por año durante la primera década de operación, dentro de una vida útil estimada de 35 años.
Además del impacto en la producción, el proyecto prevé generar empleo y dinamizar economías regionales. Durante la etapa de construcción, se estima un pico de hasta 4.000 puestos de trabajo, mientras que en fase operativa se mantendrían alrededor de 2.000 empleos directos e indirectos, junto con el desarrollo de capacidades técnicas e infraestructura asociada.
El impacto de la alianza de IFC y First Quantum
Desde IFC señalaron que la alianza apunta a garantizar que grandes inversiones en recursos naturales se alineen con estándares internacionales, al tiempo que contribuyan al desarrollo de cadenas de valor locales. En esa línea, destacaron que el acuerdo también busca enviar una señal al mercado sobre el potencial de la minería sostenible para atraer inversión extranjera y mejorar la competitividad exportadora.
Por su parte, desde First Quantum consideraron que la participación de IFC respalda tanto las condiciones del proyecto como el posicionamiento de la Argentina como jurisdicción emergente en minería, en un momento en el que se busca captar la inversión extranjera de largo plazo a partir de diversas reformas.
A nivel global, la Argentina cuenta con la cuarta mayor reserva de cobre y la tercera de litio, dos minerales clave para la electrificación y las nuevas cadenas de suministro energéticas. En ese marco, el desarrollo de proyectos como Taca Taca aparece como un eje estratégico para consolidar la inserción del país en la transición energética.
Vista Energy, la compañía liderada por Miguel Galuccio, informó que completó el proceso de fijación de precio para la emisión de obligaciones negociables por un monto total de US$ 500 millones en el mercado internacional. Los títulos devengarán una tasa de interés del 7,875% anual y tendrán vencimiento en 2038.
De ese modo, en línea con lo presentado en su último Investor Day, Vista apunta a consolidar su protagonismo en Vaca Muerta y proyecta conectar entre 80 y 90 pozos anuales en el período 2026-2028, con un nivel de inversión estimado de entre US$ 1.500 y US$ 1.600 millones por año.
La emisión de ON’s
Las obligaciones negociables estarán regidas por la legislación del estado de Nueva York, en Estados Unidos, y se espera que la operación cierre el próximo 8 de abril. La emisión presenta una vida promedio ponderada de aproximadamente 11 años, con amortizaciones de capital previstas en el décimo, undécimo y duodécimo aniversario.
La colocación se realizó bajo el formato de oferta privada dirigida a inversores institucionales calificados y se inscribe dentro del programa global de emisión de deuda deVista Energy, autorizado por la Comisión Nacional de Valores (CNV) por hasta US$ 4.000 millones, según informó Vista al mercado.
En la actualidad, Vista Energy es el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y uno de los mayores exportadores de crudo del país. En ese contexto, la compañía viene ejecutando un plan de expansión enfocado en el desarrollo de activos no convencionales.
Vista afianza su plan de crecimiento en Vaca Muerta
De acuerdo con lo presentado en su último Investor Day, y en términos de producción, Vista prevé alcanzar los 180.000 barrilesequivalentes de petróleo por día (boe/d) hacia 2028 y superar los 200.000 boe/d hacia 2030, consolidando su posicionamiento dentro del segmento shale en la Argentina.
“La emisión de deuda se alinea con estos objetivos de crecimiento y busca fortalecer la estructura financiera de la compañía para sostener el ritmo de inversiones en los próximos años”, aseguraron desde la compañía.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció una medida por parte de la petrolera de mayoría accionaria estatal, que procura estabilizar los precios de sus combusibles líquidos en el mercado interno durante los próximos 45 días, desacoplándolos de la muy fuerte alza de la cotización del petróleo (y del gas) a nivel internacional como consecuencia de los bombardeos ejecutados por Estados Unidos e Israel sobre Irán, y sus consecuencias en todo el Golfo Pérsico.
Marín, que había arriesgado que los precios locales no sufrirían “cimbronazos”, vió en las últimas semanas cómo el precio del crudo Brent llegó a tocar los U$S 119 el barril, para ubicarse por estos días en torno a los U$S 105, contra valores previos al conflicto en torno a los U$S 70 el barril. El Precio del GNL, en tanto, casi se triplicó en el mismo lapso, rondando los U$S 20 el MBTU.
A través de su cuenta en X, Marín describió en la tarde del miércoles (1/4) que “hemos decidido realizar un buffer de precios de combustibles por hasta 45 días, comenzando a partir del día de hoy. Esto nos permitirá mantener aproximadamente estables los precios en el surtidor”.
“Durante este periodo, desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de las nuevas variaciones del Brent”, añadió.
Y señaló que “Desde el comienzo de esta guerra en Medio Oriente, no buscamos especular con la alta volatilidad del precio internacional del petróleo, siendo nuestro objetivo generar valor en el largo plazo para nuestra compañía”. YPF detenta cerca del 60 % de participación en el mercado local de los combustibles.
La decisión se relaciona con la intención del ministerio de Economía de la Nación de procurar una contención de los efectos inflacionarios de las subas constantes registradas en las estaciones de servicio de todas las marcas operadoras en el mercado doméstico. Y también en el de las ventas a granel, sobre todo de gasoil.
Los precios de los combustibles inciden en los costos del transporte, de la generación de energía térmica, y de la manufactura industrial, ya muy afectada por otros factores como las importaciones, y la merma de la demanda interna.
Marín puntualizó que “Mediante este acuerdo buscamos renovar el compromiso honesto y moral con nuestros consumidores cuidando la demanda en un contexto de incertidumbre global”.
El directivo principal de YPF insistió en señalar que “Operamos en una economía de libre mercado: las empresas observamos la oferta y la demanda y definimos las mejores estrategias comerciales para acompañar a nuestros clientes”.
Esta semana la Secretaría de Energía, dependiente de Economía, activó la posibilidad (a criterio de las petroleras) de incrementar las proporciones de mezcla de las naftas y gasoils con los biocombustibles. Hasta el 15 % para el bioetanol en naftas (actualmente es de 12 por ciento), y hasta el 20 % para el biodiesel (actualmente es de 7,5% por litro).
Al respecto, Energía oficializó la Resolución 81/2026 mediante la cuál fijó en $ 1.808.690 por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El nuevo precio resulta menor en el 1,85 % al fijado en febrero a través de la resolución 24/2026, que había sido de $ 1.842.796 para las operaciones desde ése mes, y hasta la R-81 dictada ahora.
Energía procura que el menor precio del biodiesel para su mezcla con gasoil incida a la baja, o al menos frene las subas del precio al consumidor final, en estaciones de servicio, y en las ventas a granel.
Esto, el contexto de las fuertes subas que registra el precio internacional del crudo por los bombardeos sobre Irán, situación que expande el conflicto en otros países del Golfo Pérsico.
Un “buffer de precios” entonces es una medida de estabilización aplicada por empresas, Tal como es ahora el caso de YPF, para absorber la volatilidad de los costos internacionales. Ocurre en momentos en que el litro de Nafta Súper de YPF tocó los $ 2.000 en estaciones de servicio ubicadas en CABA. Otras marcas superaron dicho precio de referencia.
La puesta a punto del evento líder del sector de los hidrocarburos en la región continúa su marcha. Tras una edición récord en 2025 en Buenos Aires, este año la exposición regresa a la Patagonia y apunta a superar todas las expectativas. Del 19 al 22 de octubre en Espacio DUAM de Neuquén, Argentina, los principales actores de la industria energética se reunirán para debatir en conjunto el presente y futuro de la actividad.
Más de 400 marcas expositoras presentarán sus productos y soluciones en una superficie de 17.000 m2. Se trata de un crecimiento que se traduce en una mayor cantidad de empresas, nuevos auditorios y una oferta renovada de actividades. También en un aumento en la demanda de vuelos y hoteles, por lo que se recomienda a los asistentes reservar pasaje y estadía con anticipación.
En 2024 más de 17.000 empresarios, profesionales y especialistas recorrieron los pasillos del evento, donde accedieron a las novedades de 335 empresas. La edición 2026 ya posee el 100% de sus espacios comercializadosy la cantidad de compañías confirmadas creció ampliamente. Al mismo tiempo, se espera superar el número total de visitantes, por lo que el encuentro contará con cuatro auditorios, la Plaza de Máquinas duplicará su superficie y se desplegarán seis carpas donde los expositores exhibirán su catálogo.
El crecimiento de la AOG Patagonia 2026 da cuenta de la importancia estratégica del sector energético en la región. En este sentido, el Presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón expresó: “Hoy más que nunca, nuestra actividad adquiere un rol protagónico en la economía latinoamericana y mundial. Encontrarnos y discutir el rumbo a seguir es fundamental para transformar a nuestros países en potencias energéticas”.
Actividades como el Encuentro con los CEOS, la décima edición de Jóvenes Oil & Gas (JOG), la 4° Jornada de Seguridad de Procesos en la industria de Oil&Gas y un amplio cronograma de conferencias con temáticas como innovación, sustentabilidad e inclusión social expresan la madurez de una industria que asume su papel como uno de los sectores más dinámicos e influyentes a nivel global.
Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, la Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 constituye el evento más importante de la industria hidrocarburífera de América Latina.
La Plata, marzo de 2026 – AXION energy inauguró una nueva estación de servicio en la ciudad de La Plata, ubicada en Diagonal 77 N° 673, frente a Plaza Italia. Se trata de la única estación de la red en esta zona estratégica del centro urbano, lo que refuerza la presencia de la compañía en la ciudad y amplía su propuesta con una oferta integral que combina combustibles, servicios y una destacada experiencia gastronómica.
La apertura no solo fortalece la red de estaciones de la compañía, sino que también contribuye al desarrollo local mediante la generación de nuevos puestos de trabajo, reafirmando su compromiso con el crecimiento de las comunidades argentinas.
Desarrollada sobre un predio de 1200 m2, la estación se distingue por su ubicación privilegiada con vista a Plaza Italia, recientemente renovada, y por ofrecer un entorno moderno, accesible y seguro para quienes transitan la zona a diario. En línea con este enfoque, cuenta con estacionamiento exclusivo para clientes de la tienda, lo que facilita una experiencia ágil y cómoda en pleno centro de la ciudad.
La estación brinda servicio las 24 horas e incorpora los más altos estándares operativos y tecnológicos de AXION energy. Además, se encuentra alineada con los principales programas de la compañía, como ON, su plataforma de descuentos y beneficios, junto con los productos exclusivos de Spot!, la tienda de AXION energy.
“En cada nueva apertura buscamos ofrecer una experiencia cercana, con productos que representan lo mejor de nuestra identidad. Esta estación en La Plata refleja nuestro compromiso de seguir innovando con una propuesta de calidad y adaptada a las necesidades de cada comunidad”, afirmó Guillermo Abraham, gerente ejecutivo B2C de AXION energy.
Como parte de su propuesta, el espacio integra la Parada Sanguchera, cuya carta se ha consolidado como una de las favoritas en más de 100 puntos del país. Allí, los visitantes pueden encontrar siete variedades de sánguches ruteros (mortadela, bondiola, salame, cantimpalo, jamón y queso, vegetariano y El Prensado), junto con otras opciones como La Empanada (en tres sabores), La Pizza Porteña (en sus versiones muzzarella y fugazzeta) y hamburguesas como La Burger y La Doble. A esta oferta se suma su más reciente lanzamiento: la Panadería de la Parada Sanguchera, desarrollada en colaboración con La Mantequería.
“Esta apertura representa un paso más en nuestro compromiso con el desarrollo de la red de estaciones de servicio de AXION energy y con el crecimiento de la comunidad local. Apostamos a seguir generando espacios que aporten valor a los clientes y acompañen la evolución de la ciudad”, sostuvo Mauro Mattioda, operador de la estación de AXION energy de Plata Italia, La Plata.
La estación también suma servicios complementarios como delivery a través de PedidosYa y una oferta de productos que incluye merchandising exclusivo del equipo AXION energy Sport.
De esta manera, AXION energy continúa expandiendo su red en el país con un enfoque centrado en la innovación, la cercanía y la mejora constante de la experiencia del cliente.
Del 8 al 12 de abril, más de 6000 corredores participarán del Festival de Trail más grande de América.
Del 8 al 12 de abril se celebra la 16° edición de Patagonia Run en San Martín de los Andes, provincia de Neuquén, consolidada como una de las carreras de montaña más importantes del mundo. Desde su inicio en 2010, marcó un antes y un después en el desarrollo del trail y ultra trail multi distancia en Argentina.
Una experiencia que combina desafío, naturaleza y espíritu deportivo. Con la Cordillera de los Andes como escenario y el alma puesta en cada sendero, más de 6000 corredores de Argentina y del mundo participan durante cinco días del festival de trail running más grande de América.
La edición 2026 contará con diferentes distancias que van desde los 10K, 21K, 42K, 70K, 110K y las emblemáticas 100 millas, convocando tanto a corredores amateurs, como a atletas de alto rendimiento.
Los recorridos atraviesan senderos de montaña, bosques y filos con vistas privilegiadas al Volcán Lanín y la cuenca lacustre del Parque Nacional. Al igual que en 2025, los 42k serán clasificatorios para la mítica Sierre-Zinal, en los Alpes Suizos.
Los ganadores de esta instancia; femenino y masculino, serán invitados a una experiencia de confraternización junto a atletas de primer nivel mundial. Todas las largadas serán desde el Regimiento de Caballería Exploración de Montaña 4 y todas las llegadas serán en la plaza central de San Martín de los Andes, logrando así la integración de la carrera con la comunidad local.
Además de la competencia, la organización de Patagonia Run propone una experiencia integral para corredores y visitantes con la Expo Ultra Trail; charlas técnicas, encuentros con atletas y actividades abiertas al público. En este marco, se inaugurará el “Salón de la Fama”, donde se reconocerá por primera vez la trayectoria de 9 atletas históricos de la competencia: Sergio Trecaman, Maximiliano López, Gustavo Reyes, Sergio Pereyra, Sofía Cantilo, Adriana Vargas, Tania Díaz, Verónica Ramirez y Roxana Flores.
En esta edición, la organización también rendirá homenaje al Parque Nacional Lanín, destacando su rol fundamental en la preservación del entorno natural donde se desarrolla la carrera y reforzando el compromiso del evento con la sustentabilidad y el cuidado del medio ambiente.
Una vez más, TotalEnergies, la compañía multienergías líder a nivel mundial, reafirma su papel como patrocinador principal de la competencia. Este apoyo consolida su compromiso con el deporte y evidencia de más de 45 años de respaldo constante a las comunidades de la Patagonia. “Nos llena de orgullo acompañar eventos de esta envergadura en Neuquén, que nos motivan a desafiar nuestros límites y a potenciar nuestras capacidades”, afirmó Sergio Mengoni, Country Chair de TotalEnergies y Director General de Total Austral.
A lo largo de sus más de 15 años de historia, Patagonia Run atrajo a corredores de distintos países y posicionó a San Martín de los Andes como uno de los destinos más destacados del mundo para la práctica del trail running. Una vez más, Patagonia Run invita a vivir la montaña, el desafío y la emoción de correr en uno de los paisajes naturales más extraordinarios del planeta.
Nuevamente tendremos las mejores transmisiones y relatos en vivo para seguir la carrera minuto a minuto a través del Streaming que se realizará en la semana de comienzo de la carrera: www.youtube.com/@PatagoniaRunTV
En un contexto donde la seguridad en el hogar y el uso responsable de la energía ocupan un lugar cada vez más relevante, la empresa MetroGAS lanzó una nueva edición de su programa educativo “Hogar Cálido Hogar”, dirigido a escuelas primarias.
La iniciativa está destinada a alumnos de 5°, 6° y 7° grado y propone llevar al aula contenidos concretos sobre el uso seguro del gas natural, con el objetivo de que los estudiantes incorporen hábitos que luego puedan trasladar a sus hogares.
“A través del trabajo conjunto con las escuelas, el programa nos permite fortalecer el vínculo con la comunidad y promover prácticas más seguras en los hogares”, explica Hernán Chiesa, Gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS.
Mediante una dinámica participativa, el programa aborda temas clave como la prevención de accidentes, la importancia de contar con instalaciones seguras y el cuidado de la salud frente a riesgos como el monóxido de carbono.
El recorrido pedagógico se estructura en tres ejes: el uso responsable del gas como recurso no renovable, la relevancia de recurrir a gasistas matriculados y la identificación de situaciones de riesgo dentro del hogar. La propuesta no solo apunta a la formación de los alumnos, sino también a fortalecer el vínculo entre la escuela y la comunidad.
En su última edición, el programa alcanzó a más de 1.600 estudiantes y 48 docentes de 21 instituciones educativas, y se consolidó como una herramienta de impacto en el territorio donde opera la empresa.
Como instancia de cierre, las escuelas participantes desarrollan un proyecto grupal que puede ser un contenido audiovisual, una maqueta o un diseño gráfico que refleja los aprendizajes incorporados durante la cursada.
“Los conocimientos adquiridos en el aula tienen un efecto multiplicador, porque llegan a las familias y promueven prácticas más seguras en la vida cotidiana”, agregó Chiesa.
En su 25° aniversario, la compañía consolida una nueva etapa de expansión con inversiones estratégicas, mayor capacidad industrial y un rol central en la cadena de valor del gas natural y los líquidos asociados de Vaca Muerta.
Compañía Mega celebra 25 años de trayectoria reafirmando su compromiso con el desarrollo energético de la Argentina. El aniversario encuentra a la empresa en pleno proceso de crecimiento, con obras en ejecución, mayor capacidad operativa y un ambicioso plan de inversiones orientado a acompañar la expansión de Vaca Muerta, fortalecer tanto las exportaciones como el abastecimiento del mercado interno.
Desde su puesta en marcha en abril de 2001, MEGA ocupa un lugar estratégico dentro del sistema energético nacional. Con presencia industrial en la Cuenca Neuquina y en Bahía Blanca, la compañía desarrolló a lo largo de estos 25 años una plataforma integrada que permite agregar valor al gas natural, transformar los líquidos asociados al petróleo y al gas en productos con destino local e internacional, y consolidarse como uno de los principales actores del segmento midstream en el país.
El nuevo ciclo de expansión que atraviesa la empresa se apoya en inversiones de escala. En Bahía Blanca avanza la ampliación de la Planta Fraccionadora, donde el Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) permitirá incrementar en un 50% la capacidad operativa. En paralelo, la compañía presentó un proyecto de inversión de USD 360 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que forma parte de un plan integral de expansión 2023–2028 por un total de USD 650 millones. El objetivo es ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs) provenientes de Vaca Muerta.
Ese crecimiento se sustenta en una infraestructura que hoy resulta clave para el funcionamiento del sistema energético argentino. MEGA procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un esquema industrial integrado que incluye una Planta Separadora en Loma La Lata (Neuquén), una Planta Fraccionadora en Bahía Blanca y un poliducto de 600 kilómetros que conecta ambas instalaciones atravesando cuatro provincias. A lo largo de estos 25 años, la compañía desarrolló esta capacidad con estándares sostenidos de confiabilidad operativa, seguridad, innovación y excelencia operacional.
En términos de mercado, MEGA es el principal exportador argentino de GLP (propano y butano) y de gasolina natural, y además el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local. De acuerdo con las proyecciones de esta nueva etapa, cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a exportaciones —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% restante se orientará al mercado interno, con foco en el suministro de etano.
A 25 años de su inicio, la historia de Compañía Mega es la de un crecimiento sostenido y una visión de largo plazo. No sólo por la escala industrial alcanzada, sino por su capacidad de seguir ampliándose al ritmo de una matriz energética en transformación. En un contexto en el que la infraestructura es una condición indispensable para convertir recursos en desarrollo, MEGA reafirma su rol como protagonista en la generación de valor, divisas y competitividad para la Argentina.
La Secretaría de Energía oficializó la Resolución 81/2026 mediante la cuál fijó en PESOS UN MILLÓN OCHOCIENTOS OCHO MIL SEISCIENTOS NOVENTA ($ 1.808.690) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El nuevo precio resulta menor en el 1,85 % al fijado en febrero a través de la resolución 24/2026, que había sido de $ 1.842.796 para las operaciones desde ése mes, y hasta la R-81 dictada ahora.
Energía procura que el menor precio del biodiesel para su mezcla con gasoil incida a la baja, o al menos frene las subas del precio del diesel al consumidor final, en estaciones de servicio, o en las ventas a granel. De hecho está habilitada para las refinadoras-comercializadoras la posibilidad de aumentar la proporción de mezcla con bioetanol del actual 7,5 % hasta el 20 por ciento.
Esto, el contexto de las fuertes subas que registra el precio internacional del crudo por los bombardeos de EE.UU e Israel sobre Irán, situación que expande el conflicto en otros países del Golfo Pérsico.
La R-81 puntualiza que el plazo de pago del biodiesel (por parte de las petroleras) no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
En las últimas semanas los combustibles subieron en torno al 20% por la escalada del precio del petróleo por la Guerra en Medio Oriente.
El gobierno volvió a postergar en abril la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) que se aplica a la venta naftas y gasoil en las estaciones de servicio. Lo hizo a través del decreto 217 publicado este miércoles en el Boletín Oficial. Según cálculos de la consultora Economía y Energía, por el diferimiento en un mes del gravamen a la nafta y el gasoil, el Tesoro deja de recaudar alrededor de US$ 150 millones.
Los impuestos a los combustibles están determinados por la ley 23.966. Es un tributo que se actualiza trimestralmente los meses de enero, abril, julio y octubre en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC, considerando las variaciones acumuladas de ese indicador desde enero de 2018. La misma consultora estimó que por la actualización parcial del gravamen en 2025 el Tesoro dejó de recaudar cerca de US$ 2.500 millones.
Con la postergación de abril, el valor del impuesto en las naftas tiene un atraso que la normativa establecía para el período entre septiembre – noviembre de 2024. En gasoil el atraso es menor y en la actualidad se tienen los valores que la norma preveía entre marzo y mayo de 2025.
“En los últimos meses el gobierno venía aumentando alrededor de a 15 pesos el ICL y el IDC. Todavía hay pendiente una actualización de 187 pesos en las naftas y de 82 pesos en el gasoil”, describió a EconoJournal una fuente del sector privado del segmento de comercialización de combustibles.
Decreto para congelar la suba de impuestos
El decreto, que lleva las firmas del presidente Javier Milei, el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el titular del Palacio de Hacienda, Luis Caputo, apunta a reducir la presión inflacionaria, ya que las compañías de refinación de combustibles trasladan automáticamente a surtidor cada actualización impositiva.
En rigor, el gobierno quiere evitar una mayor suba del precio de los combustibles, que en las últimas semanas vienen incrementándose cerca de 20% por la escalada del precio del petróleo provocada por la guerra en Medio Oriente, que se mantiene por encima de los 100 dólares por cada barril de crudo Brent.
El gobierno tomó la medida en una semana clave ya que productores y refinadoras deberán negociar el impacto en surtidor del precio del combustible en el mercado local, tal como publicó EconoJournal. Si bien la Ley de Bases establece que el valor debería ser de paridad de exportación ese criterio es de difícil aplicación en el contexto actual.
La recuperación del valor atrasado de los impuestos es un tema que el gobierno de Milei heredó de la gestión de Alberto Fernández, que postergó en varias oportunidades la carga impositiva sobre los combustibles. En la actualidad, el gravamen todavía tiene un remanente que se debe actualizar.
FES Caribe 2026 consolidará su posicionamiento como uno de los principales puntos de encuentro del sector energético en América Latina, con un diferencial claro: la presencia de ejecutivos de primer nivel que hoy están liderando el desarrollo de renovables y almacenamiento en la región.
La quinta edición del evento se realizará el 20 y 21 de abril en Santo Domingo, en un contexto donde RepúblicaDominicana acelera su transición energética. Y el listado de speakers confirma el carácter estratégico del encuentro.
¿Por qué? FES Caribe reunirá perfiles que abarcan toda la cadena de valor, desde fabricantes, desarrolladores, financiadores, utilities hasta autoridades regulatorias.
El sector público tendrá un rol clave en el evento, con la participación de figuras como Betty Soto, Viceministra de Energía y Transición Energética de República Dominicana, y Edward Veras, Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. También se suma Charly de la Rosa, desde la misma entidad, reforzando la conexión entre el ámbito regulatorio y el privado.
Además, entre los principales nombres se encuentran Gonzalo Feito y Héctor Núñez de Sungrow, marcando una fuerte presencia de uno de los actores tecnológicos más relevantes del mercado global.
A ellos se suman referentes clave del segmento de estructuras y componentes como Óscar Rubio (SL Rack) y Ángel Alegría (Schletter), mientras que el bloque tecnológico y de almacenamiento estará representado por ejecutivos como Luis Castillo (SolaX Power), Víctor San Román (Pylontech) y Ricardo Garro (CATL).
El ecosistema también incluye actores fundamentales en el desarrollo de proyectos y financiamiento con nombres como Katherine Rosa (Jiménez Peña Advisors) y Antonio Arauz (CIFI) aportarán la visión estructural y financiera; mientras que Vivian Acra (Marsh) y Walter Vargas (FMO) suman la perspectiva de gestión de riesgos e inversión.
En paralelo, María Esparza (ACCIONA) y Alfonso Rodríguez (Soventix/ASOFER) aportarán experiencia directa en desarrollo y ejecución de proyectos.
A nivel regional, el evento también contará con ejecutivos como Ignacio Mesalles (JA Solar), Juan Maisterra (Gotion), Gerardo Hernández (TCL Solar) y Juan Manuel Rivarola (Antai), junto a perfiles como Camille Cruz (FlexGen) y Tirso Selman (Caribbean Transmission Development).
Un mercado en plena expansión
El respaldo de empresas líderes como Sungrow, Huawei, CATL, JA Solar, SolaX, Pylontech, Aggreko, CIFI, Marsh, FMO, EGE Haina, Acciona, entre otros partners, confirma el interés del sector en posicionarse en el Caribe. La presencia de estos actores no solo fortalece el evento, sino que también refleja el nivel de madurez y competencia del mercado.
Este interés se explica por el contexto actual de República Dominicana, donde el almacenamiento se posiciona como eje central del crecimiento energético tras la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, que recibió propuestas por 1546 MWp y 1294.57 MWh, consolidando un nivel de competencia que multiplica casi por tres la capacidad licitada (600 MW renovable con BESS).
El proceso avanza actualmente en su fase decisiva con la evaluación cualitativa de los proyectos. Mientras que la apertura de ofertas económicas está prevista para el 7 de abril, marcando el inicio de la evaluación financiera y un eventual mecanismo de subasta.
La adjudicación se espera entre el 27 de abril y el 5 de mayo, mientras que la firma de contratos está proyectada para el 22 de mayo, configurando un calendario clave para el desarrollo de proyectos en el corto plazo.
Con un mercado en plena transformación y una fuerte presencia de líderes que hoy definen el rumbo del sector, FES Caribe 2026 se posiciona como una cita obligada para quienes buscan protagonizar el crecimiento de las renovables y el almacenamiento en el Caribe.
El desarrollo solar en Centroamérica no avanza de manera uniforme. Las condiciones técnicas del sistema eléctrico, los marcos regulatorios y la percepción de riesgo generan escenarios muy distintos entre países, lo que explica por qué algunos mercados mantienen dinamismo mientras otros enfrentan mayores obstáculos para incorporar nueva generación.
Desde la experiencia regional en proyectos utility scale, Angélica Ferreira Piñeiro, Business Development Manager – Utility Scale Projects LATAM de Yingli Solar, sostuvo que estas diferencias responden a factores estructurales que condicionan el ritmo de crecimiento del sector.
“La diferencia de ritmos en Centroamérica responde principalmente a tres variables estructurales”, afirmó Ferreira Piñeiro. Según explicó, «se trata de la capacidad real del sistema eléctrico, el diseño regulatorio y el riesgo país, elementos que determinan la viabilidad y el avance de nuevos proyectos solares».
Uno de los aspectos determinantes es la capacidad del sistema de transmisión y el acceso a la red, que define cuánto puede crecer la generación renovable en cada país.
En Honduras, por ejemplo, existen restricciones técnicas que limitan la incorporación de nueva capacidad a gran escala. La red presenta saturaciones en distintos puntos de conexión, lo que dificulta el desarrollo de proyectos utility scale y reduce las oportunidades para nuevos desarrollos.
A estas limitaciones se suma el impacto de cambios regulatorios que modificaron las condiciones del mercado eléctrico, particularmente en el segmento de contratos privados.
En ese sentido, el aumento del umbral para ser consumidor calificado —que pasó de niveles cercanos a cientos de kW a más de 5 MW— redujo significativamente el universo de potenciales compradores de energía.
“El incremento del umbral para consumidores calificados a más de 5 MW redujo de forma significativa el espacio para contratos privados”, explicó la ejecutiva. Este cambio afecta directamente la posibilidad de estructurar PPAs privados, uno de los principales mecanismos para el desarrollo de proyectos solares en la región.
Aun así, el país busca abrir nuevas oportunidades mediante procesos de contratación pública de energía. Actualmente se encuentra en marcha la licitación por1500 MW impulsada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para incorporar nueva capacidad de generación al sistema, cuya recepción de ofertas se amplió por tres meses.
En paralelo, factores como la deuda del sistema con generadores, procesos de renegociación contractual y cierta incertidumbre normativa generan cautela entre los inversores y desarrolladores, lo que influye en el ritmo de avance de nuevas iniciativas.
Guatemala liderando el dinamismo regional
Mientras algunos mercados enfrentan restricciones estructurales, Guatemala atraviesa un momento más dinámico para el desarrollo solar.
El contexto reciente estuvo marcado por los efectos de la sequía asociada al fenómeno de El Niño, que redujo la generación hidroeléctrica del país y elevó la dependencia de centrales térmicas, incrementando los precios de la electricidad.
Este escenario abrió una ventana favorable para el ingreso de nueva capacidad renovable, particularmente solar.
Además, Guatemala cuenta con una red eléctrica más robusta y un marco regulatorio que facilita proyectos de menor escala, lo que permite desarrollos más ágiles en comparación con otros mercados de la región.
Entre los mecanismos disponibles se destacan los esquemas de Generación Distribuida Renovable, que habilitan proyectos de hasta aproximadamente 5 MW, favoreciendo la incorporación de nueva capacidad en tiempos más cortos.
A este contexto se suma una de las iniciativas más relevantes del mercado eléctrico guatemalteco: la licitación PEG-5, que contempla la incorporación de hasta 1400 MW de nueva capacidad de generación.
“El nivel de participación en este proceso confirma el interés del mercado y refuerza la percepción de dinamismo”, destacó Ferreira Piñeiro al referirse al proceso licitatorio.
El mercado salvadoreño
En contraste, El Salvador presenta un mercado más consolidado, donde el crecimiento del sector renovable se da de manera más gradual.
Las oportunidades actuales se concentran principalmente en proyectos solares en techos dentro del segmento comercial e industrial, así como en la optimización de activos existentes y el desarrollo selectivo de nueva capacidad.
En paralelo, el almacenamiento energético comienza a ganar relevancia como una herramienta técnica para acompañar el aumento de la penetración renovable en el sistema eléctrico.
Por el momento, sin embargo, este segmento aún no constituye el principal motor de crecimiento del mercado, sino más bien un complemento que irá cobrando mayor importancia conforme aumente la participación de energías renovables en la matriz.
Finalmente, el desarrollo solar en la región también se ve influido por factores internacionales vinculados a la cadena de suministro y al contexto geopolítico.
Las tensiones en Oriente Medio han afectado rutas marítimas estratégicas como el Canal de Suez, el Mar Rojo y el Estrecho de Ormuz, generando desvíos logísticos, mayores tiempos de tránsito y recargos adicionales en los costos de transporte.
En paralelo, el mercado global de módulos fotovoltaicos atraviesa un proceso de ajuste de precios, tras un periodo de fuerte presión sobre los fabricantes.
“Los módulos comienzan a alinearse con los costos reales de producción”, indicó Ferreira Piñeiro.
En este escenario, la logística y los costos de transporte adquieren un rol cada vez más relevante dentro de la planificación de proyectos, influyendo tanto en los presupuestos como en la bancabilidad de los cronogramas de suministro.
En síntesis, aunque el contexto internacional introduce nuevas variables, el desarrollo solar en Centroamérica continúa determinado principalmente por factores estructurales locales, como la capacidad de transmisión, la regulación y la estabilidad de cada mercado eléctrico.
16 equipadas con tres compresores centrífugos, junto con servicios de puesta en marcha, repuestos, herramientas especiales y capacidades de monitoreo y diagnóstico remoto. Este equipo se instalará en una estación de compresión de gas cerca de Allen, Río Negro, para apoyar el transporte de gas natural desde la formación de Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías a través de un gasoducto dedicado, proporcionando gas de alimentación a los dos buques flotantes de GNL que va a montar 
